RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL 2022

1	RÉSULTATS SEMESTRIELS ENGIE 20227
2	AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT 20
3	ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT FINANCIER NET 22
4	AUTRES POSTES DE L'ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE 28
5	TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES 29
6	PERSPECTIVES 30

COMPTE DE RÉSULTAT 34
ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL 35
ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE 36
ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES 38
ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE 40

Note 1	RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES 43
Note 2	RETRAITEMENT DE L'INFORMATION COMPARATIVE 47
Note 3	PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE 51
Note 4	INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE 56
Note 5	INFORMATION SECTORIELLE 61
Note 6	VENTES 64
Note 7	CHARGES OPERATIONNELLES 66
Note 8	AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES 67
Note 9	RÉSULTAT FINANCIER 69
Note 10	IMPÔTS 70
Note 11	GOODWILL ET IMMOBILISATIONS 71
Note 12	INSTRUMENTS FINANCIERS 73
Note 13	RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS 78

PROVISIONS 84 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES 87 BESOIN EN FONDS DE ROULEMENT 88 CONTENTIEUX ET ENQUÊTES 89 ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE 93

ENGIE - RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL 2022

01 RAPPORT D'ACTIVITÉ

1	RÉSULTATS SEMESTRIELS ENGIE 20227
2	AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT 20
3	ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT FINANCIER NET 22
4	AUTRES POSTES DE L'ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE 28
5	TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES 29
6	PERSPECTIVES 30

Les états financiers précédemment publiés et présentés ci-après ont été retraités afin de présenter dans les comptes au 30 juin 2021 (pour le compte de résultat, les états du résultat global et de flux de trésorerie) les activités d'EQUANS (cf. Note 3 «Principales variations de périmètre») en tant qu'activités non poursuivies dans la mesure où elles représentent une ligne d'activité principale et distincte au sens de la norme IFRS 5 – Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées. Le passage de l'information publiée à l'information comparative retraitée est présenté dans la Note 2 «Retraitement de l'information comparative» du rapport financier semestriel.

Résultats financiers ENGIE au 30 juin 2022

Solide performance dans des conditions de marchés sans précédent

Faits marquants

Mobilisation du Groupe pour garantir la sécurité d'approvisionnement en énergie et limiter la hausse des prix de l'énergie pour ses clients
Exposition au gaz russe considérablement réduite
Mise en œuvre continue du plan stratégique en matière de croissance et de simplification du Groupe
Poursuite de la croissance des Renouvelables avec 2,2 GW supplémentaires, portant la capacité totale installée dans le monde à plus de 36 GW
Cession d'EQUANS en bonne voie pour une finalisation au S2 2022
Début des discussions avec l'État belge dans un cadre clair et équilibré de partage des risques et opportunités afin d'évaluer la faisabilité et les conditions de la prolongation de 2 réacteurs nucléaires

Performance financière

EBIT en hausse organique de 73%, la plupart des activités étant en croissance
Amélioration du Cash Flow From Operations, soutenue par des flux de trésorerie d'exploitation en hausse, des effets d'appels de marge positifs, cession de la créance du bouclier tarifaire pour le gaz en France à hauteur de 0,7 milliard d'euros
Contribution aux mécanismes de partage des bénéfices pour le nucléaire en Belgique et l'hydroélectricité en France pour un montant total de 467 millions d'euros
Maintien d'un bilan solide et de la liquidité, dette financière nette de 26,3 milliards d'euros, en hausse de 1 milliard d'euros
Performance bénéficiant des atouts du modèle intégré du Groupe, guidance 2022 pour le RNRpg inchangée entre 3,8 milliards d'euros et 4,4 milliards d'euros

Chiffres-au 30 juin 2022

En milliards d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021	Variation brute en %	Variation organique en % (1)
Chiffre d'affaires	43,2	25,0	+72,3%	+71,3%
EBITDA	7,5	5,2	+44,3%	+43,2%
EBIT	5,3	3,0	+75,3%	+73,1%
Résultat net récurrent des activités poursuivis, part du Groupe	3,2	1,3 ‐	‐
Résultat net, part du Groupe	5,0	2,3	‐ ‐
CAPEX (1)	3,3	2,8	+16,4% ‐
Cash Flow From Operations (CFFO) (2)	6,8	4,3	+59,3% ‐
Endettement financier net (3)	26,3	+1 milliard d'euros par rapport au 31 déc. 2021'
Dette nette économique	38,5	+0,2 milliard d'euros par rapport au 31 déc. 2021
Dette nette économique / EBITDA	3,0x	-0,6x par rapport au 31 déc.2021

(1) Net des produits de cession dans le cadre du schéma DBSO (Develop, Build, Share & Operate) et du schéma de tax equity.

(2) Cash Flow From Operations = Free Cash Flow avant Capex de maintenance et dépenses de sortie du nucléaire.

(3) La dette financière nette exclut la dette interne relative à EQUANS (0,7 milliard d'euros).

1.1 Guidance 2022

Les éléments de détermination des objectifs et les hypothèses sous-jacentes sont présentés dans la section 6 «Perspectives» de ce rapport d'activité.

Compte tenu de l'environnement actuel qui reste marqué par des incertitudes, la guidance pour l'exercice 2022 demeure inchangée : le résultat net récurrent part du Groupe (RNRpg) pour l'exercice 2022 devrait se situer entre 3,8 et 4,4 milliards d'euros, sur la base d'une fourchette indicative d'EBITDA de 11,7 à 12,7 milliards d'euros et d'EBIT de 7,0 à 8,0 milliards d'euros.

Si les conditions de marché et l'environnement de prix (au 30 juin 2022) devaient se poursuivre au second semestre, cela se traduirait par une contribution additionnelle au niveau du RNRpg de 0,7 milliard d'euros.

ENGIE continue de viser une notation de crédit « strong investment grade » et un ratio de dette nette économique sur EBITDA inférieur ou égal à 4,0x à long terme. Le Groupe réaffirme sa politique de dividende, basée sur un taux de distribution de 65% à 75% du RNRpg et le dividende plancher de 0,65 € par action pour la période allant de 2021 à 2023.

1.2 ENGIE contribue activement à la sécurité d'approvisionnement en énergie et à son accessibilité financière

En tant que propriétaire et opérateur d'infrastructures gazières, et fournisseur de gaz, ENGIE assure un rôle essentiel sur ses principaux marchés.

En France, afin de renforcer la sécurité d'approvisionnement et les niveaux de stockage de gaz, ENGIE a acheté 10 TWh de volumes de gaz supplémentaires sur le marché et a avancé son programme d'injections de gaz par rapport à l'année précédente. Toutes ces mesures au premier semestre, dans un contexte de prix de marché élevés, ont conduit à une augmentation du fonds de roulement d'environ 1,6 milliard d'euros, démontrant clairement les efforts d'ENGIE pour soutenir la sécurité d'approvisionnement.

Outre les efforts visant à renforcer la sécurité d'approvisionnement, ENGIE se mobilise également pour préparer l'avenir et accompagner le développement des gaz renouvelables : 425 unités de production de biométhane, d'une capacité de production annuelle pouvant atteindre 7,2 TWh, sont désormais raccordées aux infrastructures d'ENGIE en France.

En parallèle, ENGIE agit pour soutenir ses clients en matière de pouvoir d'achat. En Europe, le Groupe s'emploie, aux côtés des autorités locales, à fournir un soutien par le biais de facilités de paiement représentant plus de 1,1 milliard d'euros de contribution aux mécanismes de protection des prix, ainsi que par le biais de mécanismes de partage des bénéfices, notamment en Belgique et en France. ENGIE est également impliqué dans la récente loi sur le pouvoir d'achat en France, au travers de laquelle il mettra à contribution du fonds de roulement supplémentaire pour financer des niveaux supérieurs de stockage de gaz.

En complément des mesures déjà mises en œuvre, ENGIE déploiera en France, dès la rentrée, deux mesures principales pour soutenir le pouvoir d'achat de ses clients :

pour ses 880 000 clients particuliers précaires au 31 juillet 2022, abondement du chèque énergie à hauteur moyenne 100 € par client, soit 90 millions d'euros au total. Cet abondement sera effectué auprès des foyers concernés en novembre 2022,
pour ses clients industriels et tertiaires (dont les Petites et Moyennes Entreprises ainsi que les Entreprises de Taille Intermédiaire), qui souffrent le plus de la hausse des prix de l'énergie, mise en place, entre autres, d'un fonds pour les aider à contractualiser leur énergie.

En France également, environ 70% des contrats BtoC de gaz et d'électricité d'ENGIE ont bénéficié d'une protection contre les augmentations de prix par le biais d'un bouclier tarifaire ou de prix fixes pendant la durée du contrat. Les clients sont également aidés en Belgique par le biais du tarif social et en Roumanie par un mécanisme de plafonnement des prix.

ENGIE est plus que jamais mobilisé auprès de ses clients pour améliorer leur efficacité énergétique, réduire ainsi leurs factures d'énergie et leur permettre d'atteindre leurs objectifs de décarbonation. Cela se traduit par exemple par l'entretien des chaudières et l'installation d'équipements performants pour réduire la consommation de gaz, ainsi que par le développement de la production solaire distribuée. Les compteurs communicants de gaz jouent également un rôle clé dans l'efficacité énergétique. ENGIE continue de les déployer : 1,0 million ont été installés au cours du premier semestre, portant leur nombre total à près de 10,2 millions.

1.3 Réduction significative de l'exposition financière et physique au gaz russe

Depuis le mois de mars, ENGIE a mis en place une série de mesures visant à réduire significativement les impacts directs qui résulteraient d'une interruption de l'approvisionnement en gaz russe.

Exposition financière limitée même en cas d'arrêt des livraisons de gaz russe

En ce qui concerne l'exposition financière du Groupe, grâce à des actions de couverture proactives, dont les coûts ont été entièrement comptabilisés au premier semestre, et à la gestion du portefeuille global de gaz, la position du Groupe serait ponctuellement courte d'environ 4 TWh, même dans un scénario extrême d'arrêt complet et soudain des livraisons de gaz russe.

Exposition physique réduite significativement

En ce qui concerne l'exposition physique, pour l'hiver 2022-2023, en combinant la longueur intrinsèque du portefeuille, les volumes supplémentaires contractés de gaz par gazoducs et de gaz naturel liquéfié, ENGIE a significativement réduit son exposition précédente aux volumes de gaz achetés à Gazprom. Les volumes résiduels, qui représentent environ 4% de la fourniture de gaz d'ENGIE à ses clients BtoB, BtoC et pour la consommation de ses propres centrales à gaz à cycle combiné en Europe, se situent largement dans la fourchette habituelle de volatilité que le Groupe gère en permanence, notamment pour les variations de volume dues aux conditions climatiques.

De même, pour l'hiver 2023-2024, le Groupe est confiant dans le fait que les volumes supplémentaires contractés par de nouvelles sources d'approvisionnement, y compris de GNL, accompagnés d'une diminution de la demande, permettront de suppléer aux besoins en gaz russe et d'atteindre les niveaux de stockage requis en cas de coupure totale des livraisons de gaz russe.

Concernant Nord Stream 1, le Groupe a revu la valorisation de sa participation de 9%, en raison du profil de risque accru de son unique client Gazprom, réduisant ainsi sa valeur à 305 millions d'euros, en baisse de 259 millions d'euros par rapport au 31 décembre 2021. Cette variation de la juste valeur n'affecte pas le compte de résultat, car elle est comptabilisée directement dans les capitaux propres d'ENGIE.

Sur Nord Stream 2, comme indiqué précédemment, le Groupe, en tant que prêteur, était exposé à 987 millions d'euros de risque de crédit au 31 décembre 2021. Ce montant tient compte de la valeur du prêt accordé, ainsi que des intérêts courus. ENGIE a reconnu, au 31 mars 2022, une perte de crédit pour l'intégralité de ce montant. Cette perte de crédit non opérationnelle n'a pas eu d'impact sur le résultat net récurrent du Groupe.

1.4 Avancés réalisées sur le plan stratégique

Accélération dans les Renouvelables et les infrastructures énergétiques décentralisées

Les capacités installées Renouvelables du Groupe ont augmenté de 2,2 GW au cours du premier semestre, dont 1,3 GW résultant du développement organique d'ENGIE. Le Groupe est en bonne voie pour atteindre son objectif d'augmentation de ses capacités Renouvelables de 4 GW en moyenne chaque année et ce, jusqu'en 2025. Cet objectif est porté par un pipeline de projets en croissance qui atteignait 71 GW à fin juin 2022, soit 5 GW de plus qu'à fin décembre 2021.

RAPPORT D'ACTIVITÉ

1 RÉSULTATS SEMESTRIELS ENGIE 2022

Les 2,2 GW de capacités ajoutées au cours du premier semestre 2022 comprennent notamment 952 MW relatifs à la mise en service du parc éolien en mer Moray East par Ocean Winds, la joint-venture d'ENGIE et d'EDPR dédiée à l'éolien en mer, qui continue de se développer fortement.

Le 7 juillet 2022, le projet de parc éolien en mer Moray West a obtenu un contract for difference de 15 ans portant sur 294 MW de production éolienne en mer à 37,35 £ / MWh (en prix 2012). En juin, Ocean Winds a également inauguré officiellement Ocean Winds Brazil. Cette entité, qui dépose actuellement des demandes de licences pour cinq nouveaux projets éoliens en mer pour une capacité totale de 15 GW, sera dédiée au marché de l'éolien en mer au Brésil dont le potentiel est évalué à environ 700 GW.

Comme annoncé précédemment, l'adoption de la loi « Aménagement du Rhône » en France en février 2022, a permis à ENGIE, au travers de sa filiale CNR, de prolonger de 18 ans jusqu'en 2041 la concession portant sur ses activités hydroélectriques du Rhône. Dans le cadre de cette prolongation, ENGIE prend plusieurs engagements représentant un investissement de plus d'un milliard d'euros (en euros courants) à horizon 2041.

Les activités d'Energy Solutions ont, quant à elles, connu une forte dynamique commerciale, notamment dans les infrastructures énergétiques décentralisées avec plusieurs contrats remportés ou renouvelés dans les réseaux énergétiques décentralisés ou dans la production d'énergie sur site.

0,5 GW de capacité nette installée ont été ajoutés dans les infrastructures énergétiques décentralisées au cours du premier semestre 2022.

Le carnet de commandes des concessions en France a augmenté de 1,3 milliard d'euros par rapport au 31 décembre 2021 pour atteindre 18,1 milliards d'euros.

Plan de cessions – simplification et recentrage

En ce qui concerne EQUANS, le contrat de cession avec Bouygues a été signé le 12 mai, à l'issue de la période de consultation des instances représentatives du personnel. En juillet, la Commission européenne a autorisé, en vertu du règlement de l'UE sur les concentrations, l'acquisition d'EQUANS par Bouygues. L'autorisation est subordonnée au respect intégral des engagements proposés par Bouygues. Le Groupe est en bonne voie pour finaliser cette opération au second semestre, qui représentera une étape majeure dans la mise en œuvre de sa stratégie.

Sur le plan du recentrage géographique, une fois tous les accords de sortie déjà engagés signés, le Groupe opérera dans 35 pays. ENGIE prévoit de ramener sa présence à moins de 30 pays d'ici 2023.

Allocation de capital rigoureuse

Les investissements au cours du premier semestre 2022 se sont élevés à 3,3 milliards d'euros, dont 2,2 milliards d'euros d'investissements de croissance, consacrés aux activités Renouvelables, d'Infrastructures et d'Energy Solutions, en ligne avec les priorités stratégiques d'ENGIE.

Plan de performance

Dans un contexte de forte inflation, ENGIE a maintenu sa dynamique d'amélioration de la performance avec la mise en œuvre de son plan de performance, dont la contribution nette à l'EBIT au premier semestre a atteint 163 millions d'euros. Les actions d'amélioration de la performance des entités déficitaires se poursuivent, avec une attention particulière sur EVBox.

Pour rappel, la contribution nette à l'EBIT pour les années 2022 et 2023 de ce plan de performance devrait s'élever à 0,5 milliard d'euros.

1.5 Point sur les actifs nucléaires en Belgique

Le 18 mars 2022, le gouvernement belge a annoncé sa décision de modifier sa politique énergétique au regard de la situation géopolitique inédite, et ce faisant, a demandé à ENGIE de prolonger la durée de vie opérationnelle des réacteurs Doel 4 et Tihange 3 jusqu'en 2035.

Le 21 juillet 2022, ENGIE, par le biais de sa filiale Electrabel SA, et l'État belge ont signé une lettre d'intention non engageante afin d'évaluer la faisabilité et les conditions d'une telle prolongation.

L'objectif est de négocier et de conclure un accord engageant d'ici le 31 décembre 2022 qui puisse assurer une répartition équilibrée des risques et des opportunités et offrir à chaque partie une stabilité et une structure de transaction équitable à long terme.

La lettre d'intention énumère plusieurs conditions indissociables, parmi lesquelles :

la prolongation de la période d'exploitation de Doel 4 et Tihange 3 pour dix ans, en tenant compte d'une période de 5 ans à partir de la signature de l'accord de principe. Les parties étudieront les conditions permettant un redémarrage des deux unités dès novembre 2026. Cet accord inclura également les conditions économiques de la prolongation,
la mise en place d'une nouvelle entité dédiée aux deux unités avec une participation de l'État belge et d'Electrabel à hauteur de 50/50,
un plafonnement des passifs et des coûts futurs liés à la gestion des déchets nucléaires et du combustible usé pour tous les réacteurs sous la forme d'un montant fixe qui reste à déterminer, incluant une prime couvrant les incertitudes futures, et qui sera fixé après examen par les autorités compétentes (CPN et ONDRAF).

ENGIE continuera à travailler de manière constructive avec l'État belge pour contribuer à la sécurité d'approvisionnement en Belgique.

1.6 Progrès réalisés sur les objectifs clés ESG

Au cours du premier semestre 2022, les émissions de gaz à effet de serre provenant de la production d'énergie ont atteint 30 millions de tonnes.

ENGIE a également augmenté la part que représentent les énergies renouvelables dans son portefeuille, celle-ci passant de 34% à fin 2021 à 36% à fin juin 2022, principalement avec l'ajout de 2,2 GW de capacités Renouvelables au cours du premier semestre.

Sur les enjeux de diversité, ENGIE comptait 30% de femmes cadres à la fin du premier semestre 2022 contre 29% à fin 2021. Ces données ont été retraitées afin de ne plus tenir compte d'EQUANS.

1.7 Revue des données S1

1.7.1. Chiffre d'affaires

Le chiffre d'affaires s'est établi à 43,2 milliards d'euros, en hausse de 72,3% en brut et 71,3% en organique.

			Variation brute	Variation organique
En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021	en%	en%
Renouvelables	2 485	1 549	+60,5%	+49,7%
Infrastructures	3 650	3 680	-0,8%	-1,4%
Energy Solutions	5 587	4 713	+18,5%	+21,9%
Thermique	3 222	1 696	+90,0%	+77,5%
Fourniture d'énergie	8 169	4 824	+69,4%	+69,1%
Nucléaire	(23)	15
Autres	20 077	8 571
dont GEMS	20 064	8 423
TOTAL	43 167	25 048	+72,3%	+71,3%

Chiffre d'affaires contributif, après élimination des opérations intragroupe

Le chiffre d'affaires des Renouvelables s'est élevé à 2 485 millions d'euros, en hausse de 60,5% en brut et de 49,7% en organique. La croissance brute a inclus des effets de change positifs, principalement liés à l'appréciation du real brésilien par rapport à l'euro. En organique, le chiffre d'affaires a augmenté principalement en France, grâce à l'amélioration des prix de l'électricité, et en Amérique latine avec les actifs mis en service.

Le chiffre d'affaires des Infrastructures s'est élevé à 3 650 millions d'euros, en baisse de 0,8% en brut et de 1,4% en organique. La variation brute s'explique par des effets de change positifs, principalement au Brésil et des effets de périmètre négatifs liés à la cession d'actifs en Turquie. La baisse organique est principalement liée à la diminution des volumes distribués due aux températures plus clémentes par rapport au premier semestre 2021 en France et en Europe. Cette diminution a été compensée en partie seulement par la hausse du chiffre d'affaires des activités de transport, des terminaux méthaniers et de stockage. Pour les Infrastructures hors de France, le chiffre d'affaires a diminué en organique, reflétant la baisse des revenus de construction consécutive à la mise en service progressive des lignes de transmission d'électricité au Brésil, compensée en partie seulement par des revenus plus élevés au Mexique et en Argentine.

Le chiffre d'affaires des activités d'Energy Solutions s'est élevé à 5 587 millions d'euros, en hausse de 18,5% en brut et de 21,9% en organique. L'augmentation brute comprend un effet de périmètre négatif, principalement lié à la vente d'Endel, et un effet de change positif, notamment aux États-Unis et en Asie-Pacifique. En organique, les infrastructures énergétiques décentralisées et les services d'efficacité énergétique en France ont bénéficié d'une augmentation des niveaux d'activité. Les activités en Italie et en Allemagne ont également connu une croissance organique positive.

Le chiffre d'affaires des activités Thermiques s'est élevé à 3 222 millions d'euros, en hausse de 90,0% en brut et de 77,5% en organique. L'augmentation brute comprend des effets de change positifs principalement en Amérique latine et un effet de périmètre négatif avec la cession de la centrale à charbon de Jorge Lacerda au Brésil en octobre 2021. La variation organique est principalement due à la forte performance des activités thermiques en Europe grâce à des conditions de marché exceptionnelles permettant de capter des spreads plus élevés et d'augmenter les services ancillaires, ainsi que, dans une moindre mesure, en Amérique latine avec l'indexation des contrat long -terme de vente d'électricité dans un contexte de hausse des prix des matières premières et de l'inflation.

Le chiffre d'affaires pour la Fourniture d'énergie s'est élevé à 8 169 millions d'euros, en hausse de 69,4% en brut et de 69,1% en organique. L'augmentation est principalement due à la hausse des prix des matières premières, qui n'a été que partiellement compensée par l'effet volume dû à des températures plus douces par rapport au premier semestre 2021.

Le chiffre d'affaires du Nucléaire a été non significatif après élimination des opérations intragroupes, puisque la production a été vendue en interne à d'autres activités du Groupe.

Le chiffre d'affaires des activités « Autres » s'élève à 20 077 millions d'euros. La forte augmentation est principalement due à l'augmentation des prix des commodités combinée à des volumes plus élevés.

1.7.2. EBITDA

L'EBITDA s'est établi à 7,5 milliards d'euros, en hausse brute de 44,3% et de 43,2% en organique.

Matrice par activité/géographie

		Reste de	Amérique	États-Unis &	Moyen Orient, Asie
En millions d'euros	France	l'Europe	Latine	Canada	& Afrique	Autres	30 juin 2022
Renouvelables	277	195	521	124	12	(27)	1 101
Infrastructures	1 910	92	387	(2)	‐	(5)	2 382
Solutions Clients	305	92	1	11	28	(56)	380
Thermique	‐	543	115	22	224	(13)	891
Supply	510	34	3	‐	14	(6)	555
Nucléaire	‐	1 089	‐	‐	‐	‐	1 089
Autres	‐	(4)	1	12	‐	1 073	1 082
Dont GEMS						1 161	1 161
TOTAL EBITDA	3 001	2 041	1 028	167	278	965	7 480

		Reste de	Amérique	États-Unis &	Moyen Orient, Asie
En millions d'euros	France	l'Europe	Latine	Canada	& Afrique	Autres	30 juin 2021
Renouvelables	257	88	397	(1)	24	(13)	750
Infrastructures	2 029	101	258	1	18	(4)	2 402
Solutions Clients	293	102	‐	(1)	23	(37)	380
Thermique	‐	262	266	20	233	(13)	769
Supply	208	139	(1)	‐	(3)	(10)	334
Nucléaire	‐	402	‐	‐	‐	‐	402
Autres	‐	‐	1	(4)	‐	149	146
Dont GEMS						280	280
TOTAL EBITDA	2 787	1 093	920	16	295	71	5 183

1.7.3. EBIT

L'EBIT, qui s'est élevé à 5,3 milliards d'euros, a enregistré une hausse brute de 75,3% et de 73,1% en organique.

Taux de change : un effet positif total de 129 millions d'euros, principalement dû à l'appréciation du real brésilien et du dollar américain.
Variations de périmètre : l'effet de périmètre négatif net de 81 millions d'euros est principalement dû à des événements survenus en 2021, notamment la vente partielle d'actions de GTT qui ont conduit à un changement de méthode de consolidation pour les 30% restants à partir de juin 2021, des ventes d'actifs réalisées dans les cadres de la rationalisation géographique et de sortie du charbon du Groupe. Ces effets n'ont été que partiellement compensés par l'acquisition d'Eolia en Espagne en mai 2022.
Températures en France : par rapport à la normale, l'effet température normatif est négatif de 107 millions d'euros, générant une variation négative cumulée de 177 millions d'euros par rapport au premier semestre 2021 dans les Infrastructures, la fourniture d'énergie et les activités Autres. Outre cet effet volume normatif négatif, et spécifiquement pour le premier trimestre 2022 dans la fourniture d'énergie et les activités Autres, ces températures clémentes ont généré un effet prix positif grâce à une position longue en gaz qui a pu être revendue dans des conditions de marché exceptionnelles.

Matrice par activité/géographie

En millions d'euros	France	Reste de l'Europe	Amérique Latine	États-Unis & Canada	Moyen Orient, Asie & Afrique	Autres	30 juin 2022
Renouvelables	205	166	421	58	9	(30)	828
Infrastructures	1 059	69	351	(2)	‐	(5)	1 471
Solutions Clients	170	47	(1)	5	22	(84)	160
Thermique	‐	447	(2)	21	217	(16)	667
Supply	434	(8)	3	‐	2	(8)	424
Nucléaire	‐	858	‐	‐	‐	‐	858
Autres	‐	(4)	‐	8	‐	842	846
Dont GEMS	‐	‐	‐	‐	‐	1 062	1 062
TOTAL EBIT	1 868	1 575	772	90	249	700	5 253

		Reste de	Amérique	États-Unis &	Moyen Orient, Asie
En millions d'euros	France	l'Europe	Latine	Canada	& Afrique	Autres	30 juin 2021
Renouvelables	137	61	325	(42)	23	(14)	490
Infrastructures	1 197	79	226	1	18	(4)	1 516
Solutions Clients	152	63	(1)	(6)	16	(60)	164
Thermique	‐	175	152	19	218	(13)	552
Supply	135	98	(1)	‐	(15)	(11)	207
Nucléaire	‐	178	‐	‐	‐	‐	178
Autres	‐	‐	1	(9)	‐	(100)	(110)
Dont GEMS	‐	‐	‐	‐	‐	201	201
TOTAL EBIT	1 622	654	701	(38)	261	(202)	2 998

Contribution des activités à l'EBIT sur S1 2022

En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021	Variation brute en%	Variation organique en%	dont effet temp. (France) vs. 2020
Renouvelables	828	490	+69,1%	+53,5%	‐
Infrastructures	1 471	1 516	3,0%	-3,9%	(113)
Energy Solutions	160	164	-2,6%	-8,8%	‐
Thermique	667	552	+20,8%	+16,6%	‐
Supply	424	207			(50)
Nucléaire	858	178			‐
Autres	846	(110)			(14)
dont GEMS	1 062	201
TOTAL	5 253	2 998	+75,3%	+73,1%	(177)

1.7.3.1. Renouvelables : contribution des actifs nouvellement mis en service et effets prix positifs

En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021	Variation brute en %	Variation organique en %
EBIT	828	490	+69,1%	+53,5%
CAPEX totaux	1 378	596		‐
CNR – prix captés (€/MWh) (2)	72,0	49,0	+46,2%	‐
Marges DBSO (1) (contribution EBIT)	43	12		‐
Indicateurs de performance opérationnelle
Mises en service (GW à 100 %)	2,2	1,2		‐
Volumes hydro - France (TWh à 100 %)	7,1	8,6	-1,6 TWh	‐

(1) Avant la taxe spécifique sur production hydroélectrique de la CNR

(2) Develop, Build, Share and Operate

Les Renouvelables ont enregistré une croissance organique de l'EBIT de 53,5%, bénéficiant de la contribution des nouvelles capacités mises en service (+146 millions d'euros) et d'un effet prix positif (+86 millions d'euros), grâce à des prix captés en Europe plus élevés (principalement pour les activités hydroélectriques en France) malgré des rachats de

volumes sur les marchés en raison de faibles volumes d'hydroélectricité au Portugal et en France. L'EBIT a également bénéficié du plan de performance mis en œuvre (+35 millions d'euros) et d'un effet volume positif (+25 millions d'euros) avec le retournement de l'impact de l'épisode de froid extrême survenu au Texas en 2021, que ne compensent que partiellement les moindres volumes résultant d'une hydrologie défavorable en France et au Portugal.

Ces effets positifs ont été en partie compensés par l'incidence du partage des bénéfices, avec la hausse de 65 millions d'euros des taxes sur la production hydroélectrique de la CNR en France (pour atteindre 155 millions d'euros), résultant des nouvelles modalités de calcul consécutives à l'adoption de la loi «Aménagement du Rhône» en février dernier. Le taux de taxation varie ainsi désormais en fonction des prix de l'électricité captés, et est passé à 35% pour le premier semestre 2022, contre 24% (fixe) dans le régime précédent.

Dans certaines zones du marché de l'électricité aux États-Unis, le Groupe connaît une congestion croissante de la transmission, ce qui entraîne des pertes de revenus. Bien que ce que l'on appelle le «risque de base» n'ait pas eu d'impact financier important jusqu'à présent, c'est un risque qui est étroitement surveillé et que le Groupe s'efforce de réduire.

1.7.3.2. Infrastructures : températures douces en Europe, bonne performance hors de France

En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021	Variation brute en %	Variation organique en %
EBITDA	2 382	2 402	-0,8%	-1,5%
EBIT	1 471	1 516	3,0%	-3,9%
CAPEX totaux	1 019	1 161	-12,2%	‐
Indicateurs de performance opérationnelle
Effet température – France (EBIT en m€)	(69)	45	(113)	‐
Compteurs communicants - France (m)	10,2	8,1 (1)	+2,1	‐

(1) Par rapport au 31 décembre 2021

Les infrastructures ont enregistré une diminution organique de leur EBIT de 3,9%.

L'EBIT des Infrastructures en France a diminué de 139 millions d'euros principalement en raison de températures plus chaudes que l'année dernière, qui ont eu un impact sur les activités de distribution, de la baisse des revenus des actifs en France, consécutive aux révisions régulatoires dont les effets sont lissés sur la période réglementaire de quatre ans, et de la hausse des coûts de l'énergie. Ces effets négatifs ont été partiellement compensés par des marges plus élevées pour Storengy au Royaume-Uni dans un environnement de prix volatils.

L'EBIT hors de France a augmenté de 80 millions d'euros, bénéficiant de contributions en hausse en Amérique latine, principalement dues à une contribution plus élevée des lignes de transport d'électricité, à la performance en hausse des activités de transport de gaz au Mexique et au Brésil et à l'indexation sur l'inflation, partiellement compensées par des températures plus chaudes en Europe.

Il est également important de préciser que pour la plupart des activités du Groupe en Amérique latine, les revenus sont indexés sur l'inflation. Il en va de même pour les infrastructures gazières régulées du Groupe en France, pour lesquels la Base d'Actifs Régulés (BAR) est indexée chaque année, ce qui se traduit par une augmentation des revenus par le biais du taux de rémunération de cette BAR. L'impact de l'inflation sur la base de coûts est par ailleurs couvert par le tarif dans la durée.

1.7.3.3. Energy Solutions : impact des températures chaudes mais prix de l'énergie en hausse et bonne performance commerciale – poursuite des actions d'amélioration de la performance d'EVBox

En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021	Variation brute en %	Variation organique en %
Chiffre d'affaires	5 587	4 713	+18,5%	+21,9%
EBIT	160	164	-2,6%	-8,8%
CAPEX totaux	329	297	+10,8%	-
Indicateurs de performance opérationnelle			-	-
Cap. Installées infra. Décentralisées (GW)	25	24,1 (1,2)	+0,5%	-
Marge d'EBIT (hors EVBox)	+4,1%	+4,7%	-60 bps	-
Backlog - Concessions en France (milliards d'euros)	18,1	16,8 (1)	+1,3%	-

(1) Par rapport au 31 décembre 2021

(2) Données retraitées

L'EBIT des activités d'Energy Solutions a enregistré une baisse organique de 8,8%.

L'EBIT des activités liées aux infrastructures énergétiques décentralisées a augmenté de 2 millions d'euros pour atteindre 232 millions d'euros, principalement en raison d'une bonne dynamique commerciale, notamment avec de nouveaux clients dans les réseaux urbains de chaleur et de froid. Cet effet positif a été partiellement compensé par des températures plus élevées qui ont affecté les réseaux de chauffage urbains en Europe. L'EBIT des services d'efficacité énergétique a diminué de 6 millions d'euros pour atteindre -6 millions d'euros, du fait du retournement de one-offs positifs en 2021 et des coûts digitaux supplémentaires. Ces effets négatifs n'ont été que partiellement amoindris par la hausse des prix de l'énergie et à la bonne performance des ventes d'énergie.

Enfin, la contribution d'EVBox est en baisse, à -66 millions d'euros. Cette sous-performance reflète également des ajustements comptables sur le bilan, dont l'ordre de grandeur est similaire aux - 11 millions d'euros de variation organique observés sur le semestre. Dans l'ensemble, la production augmente et les améliorations des process sont en cours. Le second semestre sera important pour l'amélioration des revenus.

1.7.3.4. Thermique : augmentation des spreads et des services ancillaires grâce aux actifs flexibles en Europe, des effets négatifs en Italie, au Chili et en Australie

En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021	Variation brute en %	Variation organique en %
EBITDA	891	769	+15,9%	+11,9%
EBIT	667	552	+20,8%	+16,6%
Indicateurs de performance opérationnelle
CSS moyen capté - Europe (€/MWh)	27,0	13		‐
Capacité installée (GW)	59,7	59,9 (1)	-0,2	‐

(1) Par rapport au 31 décembre 2021

Les activités thermiques offrent une flexibilité importante dans un contexte d'intermittence des énergies renouvelables et contribuent à la sécurité d'approvisionnement future.

L'EBIT des activités thermiques a enregistré une augmentation organique de 16,6%. Cette variation positive est principalement liée à un effet prix (+213 millions d'euros), avec des marges plus élevées pour les centrales à gaz et les actifs de pompage-turbinage en Europe. Cette progression n'a été que partiellement compensée par une réduction des marges des contrat long-terme de vente d'électricité au Chili, où les prix spot d'approvisionnement ont augmenté en raison de conditions hydrologiques dégradées et d'une production plus faible. De même, en Australie, le Groupe s'est retrouvé en position courte dans un contexte de marché très volatil.

La contribution des services ancillaires et des mécanismes de rémunération de capacité pour les centrales à gaz et les actifs de pompage-turbinage (+85 millions d'euros) a également augmenté, ainsi que les gains consécutifs à l'implémentation du plan de performance (+43 millions d'euros). L'EBIT des activités thermiques a été affecté par la baisse des volumes par rapport à l'année dernière (-88 millions d'euros) en raison du coût des indisponibilités plus élevé en

Europe et d'une demande plus faible au Pérou et au Chili, ainsi que par d'autres facteurs (-158 millions d'euros), notamment la mise en place d'une taxe exceptionnelle (1) en Italie qu'ENGIE conteste.

1.7.3.5. Fourniture d'énergie : des positions longues en gaz revendues à des prix élevés au premier trimestre et des effets positifs de timing en France

En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021	Variation brute en %	Variation organique en %
EBITDA	555	334	+66,1%	+66,8%
EBIT	424	207	‐	‐
Effet température, normatif – France (EBIT)	(30)	20	(50)	‐

En France, 2,5 millions de clients particuliers bénéficient des offres de gaz aux tarifs réglementés d'ENGIE. Pour limiter l'impact de la hausse des prix des commodités pour les ménages français, le gouvernement français a décidé de mettre en place un gel des tarifs réglementés à partir du 1er novembre 2021. La loi de finances 2022 a été amendée en vue de compenser ENGIE et d'autres fournisseurs pour les pertes de revenus dues à cette mesure, permettant ainsi à ENGIE de comptabiliser des créances et ainsi de neutraliser l'impact de ce gel des tarifs dans le compte de résultat. Cette mesure, initialement prévue pour prendre fin le 30 juin 2022, a été prolongée jusqu'au 31 décembre 2022.

L'EBIT des activités de Fourniture d'énergie a plus que doublé par rapport au premier semestre 2021, s'établissant à 424 millions d'euros. Cette forte augmentation a été principalement due à un effet prix (+139 millions d'euros) avec un effet de timing positif sur la marge des ventes d'électricité en France, partiellement compensé par la compression de la marge sur les ventes de gaz et d'électricité et le mécanisme de plafonnement des prix en Roumanie. L'effet volume a également contribué à cette augmentation (+132 millions d'euros). Les températures plus chaudes en Europe ont conduit ENGIE à être long en gaz, position qui a pu être revendue dans des conditions de marché exceptionnelles, faisant plus que compenser la sensibilité normative au niveau de l'EBIT. Ces deux effets positifs n'ont été que partiellement compensés par une hausse des dépréciations pour créances douteuses.

1.7.3.6. Nucléaire : Performance exceptionnelle grâce à des prix captés plus élevés, entraînant l'augmentation de la taxe nucléaire belge spécifique liée au mécanisme de partage des bénéfices

En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021	Variation brute en %	Variation organique en %
EBITDA	1 089	402
EBIT	858	178
CAPEX totaux	153	118	+29,7%
Indicateurs de performance opérationnelle
Production (BE + FR, proport, TWh)	22,2	23,5	-1,3 TWh	-
Disponibilité (Belgique, à 100%)	84,9%	91,9%	- 700 bps	-

Les actifs de production nucléaire d'ENGIE en Belgique ont atteint un niveau élevé de disponibilité de 85%. Ce niveau est inférieur à celui du S1 2021 (92%) en raison d'indisponibilités plus importantes, notamment pour Tihange 1, mais témoigne toutefois de l'excellence opérationnelle.

L'EBIT du Nucléaire s'est élevé à 858 millions d'euros au premier semestre 2022. Cette performance s'explique par des prix captés beaucoup plus élevés (95,6 € / MWh, en hausse de + 8,5 € / MWh avant prise en compte de la taxe nucléaire, par rapport au S1 2021) conduisant à une variation positive de 1 112 millions d'euros, partiellement compensée par l'augmentation des taxes spécifiques aux unités en Belgique, en hausse de 267 millions d'euros pour un total de

⁽¹⁾ Dont le montant total (activités Thermique + «Autres») s'élève à 308 millions d'euros.

312 millions d'euros. La baisse des volumes produits tant en Belgique qu'en France a eu un impact négatif de 135 millions d'euros sur l'EBIT.

1.7.3.7. Activités «Autres» : contribution sans précédent de GEMS dans un contexte de conditions de marché extrêmes

L'EBIT s'est élevé à 846 millions d'euros, soit une augmentation organique de 1 007 millions d'euros par rapport au premier semestre 2021.

Au cours de ce premier semestre 2022, les prix des commodités ont atteint de nouveaux points hauts successifs, ainsi qu'une très grande volatilité et une augmentation des spreads géographiques, ce qui a conduit à une surperformance de toutes les activités de GEMS : optimisation des positions gaz, activités de gestion des risques pour tiers et de trading. En revanche, l'EBIT de GEMS a été grevé par les coûts des actions de couverture visant à réduire l'exposition à Gazprom et par la mise en place de la taxe exceptionnelle (1) en Italie qu'ENGIE conteste.

D'autres éléments (+151 millions d'euros) tels que le reclassement de coûts internes et la baisse des coûts nets d'assurance ont également contribué à l'augmentation de l'EBIT.

Les résultats des activités de GEMS ont été évalués à principes et méthodes inchangés, en tenant compte d'une évaluation des risques physiques. Pour faire face à cet environnement de marché inédit ainsi qu'à d'éventuelles ruptures d'approvisionnement en gaz, ENGIE a renforcé ses processus de contrôle des risques, adapté ou mis en place de nouvelles stratégies de couverture et amélioré son cadre de suivi de ses liquidités.

1.7.4. Analyse de la croissance organique en base comparable

En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021	Variation brute/organique en%
Chiffres d'affaires	43 167	25 048	+72,3%
Effet périmètre	(18)	(398)	‐
Effet change	‐	545	‐
Données comparables	43 149	25 195	+71,3%

			Variation brute/organique
En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021	en%
EBITDA	7 480	5 183	+44,3%
Effet périmètre	(20)	(140)	‐
Effet change	‐	165	‐
Données comparables	7 460	5 208	+43,2%

			Variation brute/organique
En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021	en%
EBIT	5 253	2 998	+75,3%
Effet périmètre	(20)	(101)	‐
Effet change	‐	129	‐
Données comparables	5 234	3 025	+73,1%

Le calcul de la croissance organique vise à présenter des données comparables tant en termes de taux de change utilisés pour la conversion des états financiers de sociétés étrangères qu'en termes d'entités contributives (méthode de consolidation et contribution en termes de nombre de mois comparable). La croissance organique en pourcentage représente le rapport entre les données de l'année en cours (N) et de l'année précédente (N-1) retraitées comme suit :

⁽¹⁾ Dont le montant total (activités Thermique + «Autres») s'élève à 308 millions d'euros.

RAPPORT D'ACTIVITÉ

1 RÉSULTATS SEMESTRIELS ENGIE 2022

Les données N-1 sont corrigées en supprimant les contributions des entités cédées au cours de la période N-1 ou prorata temporis pour le nombre de mois postérieurs à la cession en N ;
Les données N-1 sont converties au taux de change de la période N ;
Les données N sont corrigées des données des acquisitions N ou prorata temporis pour le nombre de mois antérieurs à l'acquisition en N-1.

2 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT

La réconciliation de l'EBIT au Résultat net se détaille comme suit :

			Variation brute
En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021 (1)	en %
EBIT	5 253	2 998	+75,3%
(+) MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel	3 744	571
(+) Quote-part non récurrente du résultat net des entreprises mises en équivalence	(14)	(16)
Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence	8 984	3 552	+152,9%
Pertes de valeur	(8)	(212)
Restructurations	(48)	(77)
Effets de périmètre	(192)	688
Autres éléments non récurrents	‐	(4)
Résultat des activités opérationnelles	8 736	3 947	+121,4%
Résultat financier	(2 082)	(608)
Impôts sur les bénéfices	(1 765)	(941)
RÉSULTAT NET	5 064	2 418	+109,5%
Résultat net récurrent des activités poursuivies, part du Groupe	3 248	1 338
Résultat net récurrent part du Groupe par action	1,39	0,55
Résultat net part du Groupe	5 012	2 343
Résultat netdes participations ne donnant pas le contrôle	52	74

(1) Les données comparatives au 30 juin 2021 ont été retraitées du fait du classement en «Activités non poursuivies» des activités d'EQUANS destinées à être cédées, en application de la norme IFRS 5 (cf. Note 2 «Retraitement de l'information comparative»).

La réconciliation du Résultat net récurrent part du Groupe au Résultat net part du Groupe se détaille comme suit :

En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021 (1)
Résultat net récurrent des activités poursuivies, part du Groupe	3 248	1 338
Pertes de valeur et autres	(1 922)	(195)
Restructurations	(48)	(77)
Effets de périmètre	(192)	688
MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel	3 744	571
Résultat net récurrent des activités non poursuivies, part du Groupe	181	48
Résultat net part du Groupe	5 012	2 324

Le résultat des activités opérationnelles (RAO) s'établit à 8 736 millions d'euros, en hausse par rapport au 30 juin 2021, principalement en raison de la croissance de l'EBIT, des résultats latents sur instruments financiers de couverture de matières premières portés par l'augmentation des prix des commodités notamment sur certaines positions de couverture économique électricité non documentées en couverture de flux de trésorerie et de moindres pertes de valeur, partiellement compensés par de moindres résultats de cession d'actifs.

Le RAO est impacté par :

des pertes de valeurs nettes de 8 millions d'euros (contre 212 millions d'euros au 30 juin 2021) (cf. Note 8.1).
des charges de restructuration de 48 millions d'euros (contre 77 millions d'euros au 30 juin 2021) (cf. Note 8.2) ;
des «Effets de périmètre» pour -192 millions d'euros (contre +688 millions d'euros au 30 juin 2021) comprenant principalement le résultat relatif à la cession des activités Energy Solutions en Afrique et en France (-111 millions d'euros), la variation de la valeur du dérivé incorporé de l'obligation échangeable en actions GTT (-107 millions d'euros) ainsi que la cession de 9% du capital de GTT (+74 millions d'euros) (cf. Note 8.3).

Le résultat financier s'élève à -2 082 millions d'euros au 30 juin 2022 contre -608 millions d'euros au 30 juin 2021 (cf. Note 9). Cette variation résulte principalement de la dépréciation comptabilisée sur le prêt accordé à Nord Stream 2 (-987 millions d'euros) et de l'impact négatif du différentiel de variation de juste valeur des OPCVM détenus par Synatom. Retraité des éléments non récurrents, le résultat financier s'élève à -972 millions d'euros au 30 juin 2022 contre

RAPPORT D'ACTIVITÉ

2 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT

-702 millions d'euros au 30 juin 2021. Cette dégradation provient notamment de la hausse du coût moyen de la dette brute, principalement en raison de l'augmentation des taux d'intérêt au Brésil et de l'appréciation du réal brésilien par rapport à l'euro.

La charge d'impôt au 30 juin 2022 s'établit à -1 765 millions d'euros (contre -941 millions d'euros au 30 juin 2021). Retraité des éléments non récurrents, le taux effectif d'impôt récurrent s'établit à 18,8% à fin juin 2022 contre 34,3% à fin juin 2021, principalement en raison de :

l'évolution favorable de la situation fiscale dans certains pays ne reconnaissant que partiellement leurs actifs d'impôt différé notamment en Europe, aux États-Unis et en Australie – environ -11,6 points ;
l'effet sur les positions de passifs d'impôt différé de la hausse du taux d'impôt futur sur les résultats votée au Royaume-Uni en 2021 – environ -4,5 points ;
et l'impact défavorable de la non déductibilité de la contribution fiscale extraordinaire votée en 2022 en Italie et comptabilisée en charges opérationnelles par le Groupe – environ +1,9 point.

Le taux effectif d'impôt total s'élève à 28,5% (contre 31,7% en 2021), essentiellement en raison de la non fiscalisation de pertes non récurrentes sur instruments financiers principalement en Europe, et par la comptabilisation en 2021 de provisions pour risque fiscal sur le litige Aides d'État au Luxembourg (environ +4 points de TEI sur 2021).

Le résultat net récurrent part du Groupe des activités poursuivies s'élève à 3,2 milliards d'euros contre 1,3 milliard d'euros au 30 juin 2021. Cette hausse était principalement due à la forte croissance de l'EBIT et à la baisse du taux effectif d'impôt récurrent de 34,3% à 18,8%.

Le résultat net part du Groupe est de 5,0 milliards d'euros. L'augmentation de 2,7 milliards d'euros par rapport au premier semestre 2021 est principalement liée à la hausse du résultat net récurrent des activités poursuivies et à l'effet positif du mark-to-market sur les contrats de commodités autres que les instruments de trading, partiellement compensée la comptabilisation de la perte de crédit sur Nord Stream 2.

Le résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle s'établit à 52 millions d'euros (contre 74 millions d'euros au 30 juin 2021).

3 ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT FINANCIER NET

L'endettement financier net s'est établi à 26,3 milliards d'euros, en hausse de 1,0 milliard d'euros par rapport au 31 décembre 2021.

Cette augmentation est liée aux :

dépenses d'investissements sur la période de 3,3 milliards d'euros ;
versements de dividendes aux actionnaires d'ENGIE SA et aux participations ne donnant pas le contrôle (2,3 milliards d'euros) ;
divers autres éléments, à hauteur de 1,2 milliard d'euros, principalement liés aux effets de change ;
droits d'usage de 1,0 milliard d'euros, notamment ceux consécutifs à l'extension de la concession hydroélectrique de la CNR ;
dépenses de démantèlement et financement de la sortie du nucléaire (1) en Belgique de 1,0 milliard d'euros.

Ces effets négatifs ont été seulement partiellement compensés par :

le Cash Flow From Operations de 6,8 milliards d'euros ;
les cessions de 0,9 milliard d'euros, principalement liées au complément de prix sur la vente de 29,9% des actions SUEZ, à la vente des 1,8 % d'actions SUEZ restantes et à la vente partielle de 9% de GTT.

⁽¹⁾ Les flux de financement relatifs à Synatom étaient précédemment comptabilisés dans les Capex bruts et les dépenses de gestion des déchets/démantèlement en CFFO

RAPPORT D'ACTIVITÉ

3 ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT FINANCIER NET

Les mouvements relatifs à l'endettement financier net sont les suivants :

En millions d'euros

CAPEX de maintenance

CAPEX de croissance

(1) CAPEX nets des produits de cession dans le cadre des activités DBSO.
(2) Principalement liés à l'extension de la concession CNR.
(3) Hors produits de cession dans le cadre des activités DBSO.
(4) Principalement dérivés, effets de périmètre, et MtM.

3 ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT FINANCIER NET

La dette nette économique s'est élevée à 38,5 milliards d'euros, en hausse de 0,2 milliard d'euros par rapport au 31 décembre 2021.

Les mouvements relatifs à la dette nette économique sont les suivants :

En millions d'euros

(1) Variation de la juste valeur des actifs dédiés relatifs aux provisions nucléaires et des instruments financiers dérivés associés.

Le ratio endettement financier net/EBITDA s'élève à 2,0x, en baisse de 0,3x par rapport au 31 décembre 2021. Le coût moyen de la dette brute s'est établi à 2,73%, en hausse de 10 points de base par rapport au 31 décembre 2021.

En millions d'euros	30 juin 2022	31 déc. 2021
Endettement financier net	26 320	25 350
EBITDA (sur 12 mois glissants)	12 860	10 563
RATIO DETTE NETTE/EBITDA	2,05	2,40

Le ratio dette nette économique/EBITDA s'élève à 3,0x, en baisse de 0,6x par rapport au 31 décembre 2021 et en ligne avec l'objectif d'être inférieur ou égal à 4,0x.

En millions d'euros	30 juin 2022	31 déc. 2021
Dette nette économique	38 467	38 300
EBITDA (sur 12 mois glissants)	12 860	10 563
RATIO DETTE NETTE ÉCONOMIQUE/EBITDA	2,99	3,63

3.1 Cash-flow des opérations (CFFO)

Le Cash Flow From Operations s'est établi à 6,8 milliards d'euros, en hausse de 2,5 milliards d'euros par rapport au premier semestre 2021. Cette augmentation s'explique principalement par la hausse des flux de trésorerie d'exploitation (+2,1milliards d'euros) et l'amélioration du besoin en fonds de roulement (+0,6 milliard d'euros), principalement dues aux effets d'appels de marge (+4,0 milliards d'euros), qui ont plus que compensé les effets prix net négatifs

3 ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT FINANCIER NET

(-3,8 milliards d'euros, principalement en raison d'une valorisation plus élevée des stocks de gaz (-2,3 milliard d'euros), des créances nettes (-1,7 milliard d'euros) et des volumes de fourniture d'énergie non facturés (+0,2 milliard d'euros) liés à l'énergie en compteur).

La titrisation de la créance issue de la mise en place du bouclier tarifaire pour le gaz cumulée entre novembre 2021 et mars 2022 pour un montant total de 0,7 milliard d'euros a permis de réduire l'impact de ce dernier sur la variation du besoin en fonds de roulement.

Le niveau de liquidités s'est établi à 23,1 milliards d'euros, dont 14,5 milliards d'euros de disponibilités (1) . Le Groupe a maintenu un niveau de liquidité élevé, en instaurant des actions spécifiques pour gérer la pression sur les liquidités, générée notamment par des montants exceptionnels d'appels de marge.

3.2 Investissements nets

Le total des investissements s'est élevé à 3,3 milliards d'euros, dont 2,2 milliards d'euros dédié aux investissements de croissance.

Investissements corporels, incorporels et financiers (CAPEX) par activité

En millions d'euros

⁽¹⁾ Disponibilités desquelles sont retranchés les découverts bancaires

RAPPORT D'ACTIVITÉ

3 ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT FINANCIER NET

Les investissements de croissance s'élèvent à 2,2 milliards d'euros et se détaillent comme suit par activité :

Principaux projets (Mds€)
Renouvelables	1,3
Espagne - Acquisition d'EOLIA Renovables	0,5
Ocean winds - Injection de liquidités	0,5
Etats-Unis - Projets Saturn	0.3
Amérique Latine - Brésil, Chili, Pérou et Mexique	0,3
Etats-Unis - Acqusition de Photosol et Libra BESS	0.1
Etats-Unis - Projet Mercury	-0.6
Infrastructures	0.5
GRDF - Compteurs intelligents + développement des réseaux	0,2
Brésil - Lignes de transmission d'électricité	0.1
GRTGaz	0,1
Energy Solutions	0,3
Divers projets en France (principalement infrastuctures énergétiques de distribution)	0.1
Divers projets à l'international (principalement solaire aux Etats- Unis et performance énergétique en AMEA)	0.1

(1) Net des cessions dans le cadre des activités DBSO, hors Corporate.

La matrice activités/géographies des investissements de croissance se détaille comme suit :

		Reste de	Amérique	États-Unis &	Moyen Orient, Asie
En millions d'euros	France	l'Europe	Latine	Canada	& Afrique	Autres	30 juin 2022
Renouvelables	101	1 072	312	(156)	5	6	1 339
Infrastructures	325	28	152	‐	‐	‐	505
Solutions Clients	125	28	3	26	38	37	258
Thermique	‐	28	5	‐	(13)	6	27
Supply	35	21	‐	‐	2	28	86
Nucléaire	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐
Autres	‐	‐	‐	‐	‐	15	15
Dont GEMS	‐	‐	‐	‐	‐	12	12
TOTAL CAPEX	585	1 177	472	(129)	33	92	2 231

En millions d'euros	France	Reste de l'Europe	Amérique Latine	États-Unis & Canada	Moyen Orient, Asie & Afrique	Autres	30 juin 2021 (1)
Renouvelables	137	(41)	227	230	‐	6	558
Infrastructures	357	33	277	‐	‐	‐	667
Solutions Clients	76	54	6	53	11	25	225
Thermique	‐	(3)	10	‐	(25)	4	(14)
Supply	34	24	‐	‐	6	5	70
Nucléaire	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐
Autres	‐	4	‐	(11)	‐	298	291
Dont GEMS	‐	‐	‐	‐	‐	(21)	(21)
TOTAL CAPEX	605	70	520	272	(8)	338	1 798

Les investissements nets de la période s'élèvent à 3,3 milliards d'euros et comprennent :

des investissements de croissance pour 2,2 milliards d'euros (cf. ci-dessus) ;
des investissements de maintenance bruts pour 1,0 milliard d'euros ;
des nouveaux droits d'utilisation d'actifs pris en location enregistrés sur la période (1,0 milliard d'euros) ;
des effets de périmètre de l'exercice liés aux acquisitions et aux cessions d'entités pour 0,2 milliard d'euros ; et
des cessions représentant un montant de 1,2 milliard d'euros.

3.3 Dividendes et mouvements sur capitaux

Les dividendes et mouvements sur capitaux s'élèvent à 2,3 milliards d'euros et comprennent le versement en mai du dividende d'ENGIE au titre de l'exercice 2021 pour 2,1 milliards d'euros, les dividendes versés par diverses filiales à leurs participations ne donnant pas le contrôle pour 0,1 milliard d'euros.

3.4 Endettement financier net au 30 juin 2022

Hors coût amorti mais après impact des instruments dérivés de change, l'endettement financier net est libellé à 92% en euros, -2% en dollars américains et 12% en real brésiliens au 30 juin 2022.

L'endettement financier net est libellé à 93% à taux fixe, après prise en compte des instruments financiers.

La maturité moyenne de l'endettement financier net est de 11,8 ans.

Au 30 juin 2022, le Groupe dispose d'un total de lignes de crédit confirmées non tirées de 12,0 milliards d'euros.

3.5 Rating

Le 22 avril 2022, S&P a confirmé sa notation de crédit émetteur long terme à BBB+ et sa notation court terme à A-2, avec une perspective stable.

Le 17 janvier 2022, Moody's a confirmé sa note Baa1/P-2 pour les engagements financiers non garantis de premier rang, avec une perspective stable.

Le 15 octobre 2021, Fitch a confirmé sa notation de crédit émetteur long terme à A- et a confirmé sa notation court terme F1, avec une perspective stable.

4 AUTRES POSTES DE L'ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE

En millions d'euros	30 juin 2022	31 déc. 2021	Variation nette
Actifs non courants	141 494	117 418	24 076
Dont goodwill	13 005	12 799	206
Dont immobilisations corporelles et incorporelles nettes	60 438	57 863	2 575
Dont instruments financiers dérivés	44 153	25 616	18 537
Dont participations dans les entreprises mises en équivalence	9 875	8 498	1 377
Actifs courants	129 260	107 915	21 345
Dont créances commerciales et autres débiteurs	28 136	32 556	(4 419)
Dont instruments financiers dérivés	42 887	19 373	23 514
Dont actifs classés comme détenus en vue de la vente	12 121	11 881	240
Capitaux propres	49 827	41 980	7 847
Provisions	23 571	25 459	(1 889)
Dettes financières	42 044	41 048	996
Instruments financiers dérivés	78 645	46 931	31 714
Autres passifs	76 668	69 916	6 752
Dont passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente	7 039	7 415	(376)

Les immobilisations (corporelles et incorporelles nettes) s'établissent à 60,4 milliards d'euros, en hause de 2,6 milliards d'euros par rapport au 31 décembre 2021. Cette variation résulte pour l'essentiel des acquisitions et développements de la période (+4,0 milliards d'euros comprenant la comptabilisation du droit d'utilisation relatif à l'extension de la concession du Rhône à la CNR pour 0,8 milliard d'euros), des écarts de conversion (+1,5 milliard d'euros principalement lié à l'appréciation du dollar américain et du réal brésilien), partiellement compensés par des amortissements (-2,2 milliards d'euros).

Les goodwill s'établissent à 13,0 milliards d'euros, stable par rapport au 31 décembre 2021.

Les participations dans les entreprises mises en équivalence augmentent de 1,4 milliard d'euros notamment dû à l'acquisition d'Eolia Renovables (cf. Note 3.3).

Les capitaux propres totaux s'établissent à 49,8 milliards d'euros, en hausse de 7,8 milliards d'euros par rapport au 31 décembre 2021. Cette hausse provient essentiellement des autres éléments du résultat global (5,2 milliards d'euros dont +2,3 milliards d'euros de pertes et gains actuariels, +2,3 milliards d'euros au titre des couvertures de flux de trésorerie sur matières premières et +1,4 milliard d'euros d'écarts de conversion) et du résultat net de la période (+5,1 milliards d'euros), partiellement compensés par les dividendes distribués (-2,5 milliards d'euros).

Les provisions s'élèvent à 23,6 milliards d'euros, en baisse de 1,9 milliard d'euros par rapport au 31 décembre 2021. Cette baisse provient principalement des gains actuariels sur les provisions pour avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages long terme (-2,0 milliards d'euros) en raison de la forte hausse des taux d'actualisation sur la période (cf. Note 14).

La variation à la hausse des instruments financiers dérivés par rapport au 31 décembre 2021 s'explique principalement par la variation des prix des matières premières sur la période.

Les actifs et passifs classés sur les lignes «Actifs classés comme étant détenus en vue de la vente» et «Passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente» se composent principalement au 30 juin 2022 des activités d'EQUANS.

5 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES

Les transactions avec des parties liées décrites dans la Note 23 des Notes aux comptes des états financiers consolidés au 31 décembre 2021 n'ont pas connu d'évolution significative à fin juin 2022.

6 PERSPECTIVES

6.1 Guidance

6.1.1. Objectifs

Les objectifs pour les exercices comptables clos les 31 décembre 2022, 2023 et 2024 présentés ci-dessous sont basés sur des données, hypothèses et estimations considérées comme raisonnables par le Groupe à la date de publication de ce document.

Ces données et hypothèses peuvent évoluer ou être modifiées en raison d'incertitudes liées à l'environnement financier, comptable, concurrentiel, réglementaire et fiscal ou d'autres facteurs dont le Groupe n'a pas connaissance à la date d'enregistrement de ce document. De plus, la réalisation des prévisions nécessite le succès de la stratégie du Groupe. Par conséquent, le Groupe ne s'engage ni ne donne de garanties quant à la réalisation des prévisions énoncées dans la présente section.

Les objectifs présentés ci-dessous et hypothèses sous-jacentes ont également été établies conformément aux dispositions du Règlement délégué (UE) no 2019/980, complément du règlement (UE) no 2017/1129, et aux recommandations de l'ESMA sur les prévisions.

Ces objectifs résultent des processus budgétaires et de plan à moyen terme décrit dans la Note 14 des états financiers consolidés au 31 décembre 2021 ; ils ont été établis sur une base comparable aux informations financières historiques et conformément aux méthodes comptables appliquées aux états financiers consolidés du Groupe pour l'exercice clos le 31 décembre 2021 décrites dans les états financiers consolidés.

6.1.2. Guidance 2022

Se reporter à la section 1.1 de ce rapport d'activité.

6.1.3. Hypothèses sous-jacentes

Outre la prise en compte des résultats du premier semestre 2022, les hypothèses communiquées dans le Rapport Financier Annuel 2021 ont été adaptées comme suit :

stratégie : confirmation et renforcement de l'ambition du Groupe ENGIE de compter parmi les leaders de la transition énergétique et climatique. Le Groupe s'attachera à l'achèvement des revues stratégiques en cours afin de créer davantage de valeur et d'allouer efficacement son capital au profit de la croissance, en particulier dans les Renouvelables, les Infrastructures et les activités Asset-based dans les Solutions Clients ;
conditions sanitaires : absence de confinement majeur dû à la Covid.
tarifs régulés dans les Infrastructures France :
- − distribution, transport et stockage : tarifs publiés par la CRE en janvier 2020,
- − regazéification : tarifs publiés par la CRE en janvier 2021 ;
tarifs régulés pour le gaz naturel et l'électricité en France : Répercussion complète des coûts d'approvisionnement sur les tarifs de la fourniture d'énergie BtoC en France ;
productions hydraulique, éolienne et solaire moyennes ;
climat : conditions climatiques normalisées en France (distribution de gaz naturel et approvisionnement d'énergie + production hydroélectrique normalisée) ;
absence de changement comptable, réglementaire ou macro-éonomique significatif comparé à 2021.
taux de change : taux moyens pour 2022 €/BRL de 5,58 et €/USD de 1,07
volumes et prix couverts pour la production électrique au 30 juin 2022, en Belgique et en France :
- 92% à 74 €/MWh pour 2022,
- 69% à 70 €/MWh pour 2023,

6 PERSPECTIVES

37% à 77 €/MWh pour 2024,
7% à 121 €/MWh pour 2025 ;
prix des matières premières : prix des commodités sur les conditions de marché moyennes observées sur Déc. 2021 – Mai 2022

en €/MWh	2022
Power Base BE	215
Power Base FR	276
Gas TTF	91
CO2	83

nucléaire : disponibilité des centrales nucléaires en Belgique : conforme à REMIT et 0,3 milliard d'imprévus
résultat financier net récurrent : de -1,8 à -2,0 milliard d'euros sur 2022;
taux effectif d'impôt récurrent: environ 20% pour 2022.

Les objectifs sont donnés y compris contribution d'EQUANS, sans comptabilité d'«activités non poursuivies» au sens d'IFRS 5.

6.2 Principaux risques et incertitudes pour les six mois restants

La section «Facteurs de risque et contrôle» (Chapitre 2) du Document d'enregistrement universel 2021 contient une description détaillée des facteurs de risque auxquels le Groupe est exposé. La guerre en Ukraine et la forte volatilité des marchés des matières premières ont fait évoluer les principaux risques et incertitudes sur le premier semestre 2022. Ces évolutions sont décrites dans le rapport d'activité semestriel et la Note 1 des états financiers consolidés condensés semestriels au 30 juin 2022.

Les évolutions sur le semestre des risques liés aux instruments financiers et aux contentieux et enquêtes auxquels le Groupe est exposé, sont présentées respectivement dans les Notes 13 et 17 des états financiers consolidés condensés semestriels au 30 juin 2022.

Les risques et incertitudes relatifs à la valeur comptable des goodwill, immobilisations incorporelles et corporelles sont présentés dans la Note 11 des états financiers consolidés condensés semestriels au 30 juin 2022 et dans les Notes 14, 15 et 16 des états financiers consolidés annuels au 31 décembre 2021.

ENGIE - RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL 2022

COMPTE DE RÉSULTAT 34
ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL 35
ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE 36
ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES 38
ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE 40

COMPTE DE RÉSULTAT

CHIFFRE D'AFFAIRES 5.2 & 6 43 167 25 048 Achats et dérivés à caractère opérationnel 7 (27 685) (15 313) Charges de personnel (3 903) (3 943) Amortissements, dépréciations et provisions (2 174) (2 236) Impôts et taxes (1 520) (903) Autres produits opérationnels 632 513 Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel 8 516 3 167 Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence 5.2 468 386 Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence 8 984 3 552 Pertes de valeur 8.1 (8) (212) Restructurations 8.2 (48) (77) Effets de périmètre 8.3 (192) 688 Autres éléments non récurrents ‐ (4) RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES 8 8 736 3 947 Charges financières (2 341) (1 041) Produits financiers 259 433 RÉSULTAT FINANCIER 9 (2 082) (608) Impôt sur les bénéfices 10 (1 765) (941) RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS POURSUIVIES 4 889 2 397 RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS NON POURSUIVIES 176 20 RÉSULTAT NET 5 064 2 418 Résultat net part du Groupe 5 012 2 343 Dont Résultat net des activités poursuivies, part du Groupe 4 837 2 324 Dont Résultat net des activités non poursuivies, part du Groupe 175 20 Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle 52 74 Dont Résultat net des activités poursuivies attribuable aux participations ne donnant pas le 52 73 contrôle Dont Résultat net des activités non poursuivies attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle 1 1 RÉSULTAT NET PART DU GROUPE PAR ACTION (EUROS) (2) 2,05 0,94 Dont Résultat net des activités poursuivies, part du Groupe par action 1,98 0,94 Dont Résultat net des activités non poursuivies, part du Groupe par action 0,07 0,01 RÉSULTAT NET PART DU GROUPE PAR ACTION DILUÉ (EUROS) (2) 2,04 0,94 Dont Résultat net des activités poursuivies, part du Groupe par action dilué 1,97 0,93 Dont Résultat net des activités non poursuivies, part du Groupe par action dilué 0,07 0,01	En millions d'euros	Notes	30 juin 2022	30 juin 2021 (1)

(2) Conformément aux dispositions d'IAS 33 − Résultat par action, le calcul du résultat net par action et du résultat net dilué par action prend également en compte, en déduction du résultat net part du Groupe, la rémunération due aux détenteurs de titres supersubordonnés (cf. Note 12.5 «Titres super-subordonnés»).

ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL

En millions d'euros	Notes	30 juin 2022	30 juin 2021 (1)
RÉSULTAT NET		5 064	2 418
Instruments de dette	12.1	(315)	(2)
Couverture d'investissement net	13	(205)	(125)
Couverture de flux de trésorerie (hors matières premières)	13	1 042	300
Couverture de flux de trésorerie (sur matières premières)	13	2 280	1 794
Impôts différés sur éléments ci-dessus		(948)	(435)
Quote-part des entreprises mises en équivalence sur éléments recyclables, nette d'impôt		576	252
Écarts de conversion		1 358	620
Éléments recyclables relatifs aux activités non poursuivies, nets d'impôts		2	36
TOTAL ÉLÉMENTS RECYCLABLES		3 791	2 440
Instruments de capitaux propres	12.1	(445)	65
Pertes et gains actuariels		2 340	1 232
Impôts différés sur éléments ci-dessus		(562)	(329)
Éléments non recyclables relatifs aux activités non poursuivies, nets d'impôts		53	‐
TOTAL ÉLÉMENTS NON RECYCLABLES		1 386	967
TOTAL ÉLÉMENTS RECYCLABLES ET NON RECYCLABLES		5 177	3 406
RÉSULTAT GLOBAL		10 241	5 824
Dont quote-part du Groupe		10 357	5 632
Dont quote-part des entreprises ne donnant pas le contrôle		(116)	192

ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE

ACTIF

En millions d'euros	Notes	30 juin 2022	31 déc. 2021
Actifs non courants
Goodwill	11	13 005	12 799
Immobilisations incorporelles nettes	11	6 944	6 784
Immobilisations corporelles nettes	11	53 494	51 079
Autres actifs financiers	12	10 635	10 949
Instruments financiers dérivés	12	44 153	25 616
Actifs de contrats	6	35	34
Participations dans les entreprises mises en équivalence		9 875	8 498
Autres actifs non courants	16	812	478
Actifs d'impôt différé		2 542	1 181
TOTAL ACTIFS NON COURANTS		141 494	117 418
Actifs courants
Autres actifs financiers	12	1 766	2 495
Instruments financiers dérivés	12	42 887	19 373
Créances commerciales et autres débiteurs	6	28 136	32 556
Actifs de contrats	6	8 915	8 344
Stocks	16	8 161	6 175
Autres actifs courants	16	12 619	13 202
Trésorerie et équivalents de trésorerie	12	14 655	13 890
Actifs classés comme détenus en vue de la vente	3.2	12 121	11 881
TOTAL ACTIFS COURANTS		129 260	107 915
TOTAL ACTIF		270 754	225 333

ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE

PASSIF

En millions d'euros	Notes	30 juin 2022	31 déc. 2021
Capitaux propres part du Groupe		45 250	36 994
Participations ne donnant pas le contrôle		4 576	4 986
TOTAL CAPITAUX PROPRES		49 827	41 980
Passifs non courants
Provisions	14	21 859	23 394
Emprunts à long terme	12	28 714	30 458
Instruments financiers dérivés	12	34 641	24 228
Autres passifs financiers	12	96	108
Passifs de contrats	6	68	68
Autres passifs non courants	16	3 073	2 341
Passifs d'impôt différé		11 775	7 738
TOTAL PASSIFS NON COURANTS		100 225	88 335
Passifs courants
Provisions	14	1 712	2 066
Emprunts à court terme	12	13 331	10 590
Instruments financiers dérivés	12	44 004	22 702
Fournisseurs et autres créanciers	12	33 658	32 822
Passifs de contrats	6	3 468	2 671
Autres passifs courants	16	17 490	16 752
Passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente	3.2	7 039	7 415
TOTAL PASSIFS COURANTS		120 702	95 019
TOTAL PASSIF ET CAPITAUX PROPRES		270 754	225 333

ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES

En millions d'euros	Capital	Primes	Réserves conso lidées	Titres super subordon nés à durée indéter minée	Varia tions de juste valeur et autres	Écarts de conver sion	Actions propres	Capitaux propres part du Groupe	Partici pations ne donnant pas le contrôle	Total
CAPITAUX PROPRES
AU 31 DÉCEMBRE 2020	2 435	31 291	(3 874)	3 913	(1 719)	(2 850)	(251)	28 945	4 911	33 856
Résultat net			2 343					2 343	74	2 418
Autres éléments du résultat global			916		1 829	544		3 289	118	3 406
RÉSULTAT GLOBAL			3 260	‐	1 829	544	‐	5 632	192	5 824
Rémunération sur base d'actions	‐	‐	24					24	‐	24
Dividendes distribués en numéraire (1)		(1 296)	‐					(1 296)	(282)	(1 578)
Achat/vente d'actions propres			(51)				50	(2)	‐	(2)
Opérations sur titres super-subordonnés à durée indéterminée (2)			(75)	(363)				(438)		(438)
Transactions entre actionnaires (3)			(157)					(157)	157	‐
Transactions avec impacts sur les participations ne donnant pas le contrôle			‐					‐	(301)	(301)
Augmentations et réductions de capital								‐	‐	‐
Autres variations		(3 937)	3 943	‐	‐			6	(1)	6
CAPITAUX PROPRES

AU 30 JUIN 2021 2 435 26 058 3 070 3 550 110 (2 307) (202) 32 715 4 676 37 391 (1) L'Assemblée Générale du 20 mai 2021 a décidé la distribution d'un dividende unitaire de 0,53 euro par action au titre de l'exercice 2020. Conformément à l'article 26.2 des statuts, une majoration de 10% du dividende, soit 0,05 euro par action, a été attribuée aux actions inscrites sous la forme nominative depuis au moins deux ans au 31 décembre 2020, et qui sont restées inscrites sans interruption sous cette forme au nom du même actionnaire jusqu'à la date de mise en paiement du dividende. Cette majoration ne peut porter, pour un seul et même actionnaire, sur un nombre de titres représentant plus de 0,5% du capital. Le Groupe a réglé en numéraire le 26 mai 2021, pour un montant de 1 283 millions d'euros, le dividende de 0,53 euro par action pour les actions bénéficiant du dividende ordinaire, ainsi qu'un montant de 13 millions d'euros au titre de prime de fidélité.

(2) Cf. Note 11.5 «Titres super-subordonnés» des états financiers consolidés condensés semestriels au 30 juin 2021.

(3) Concerne principalement la cession d'une partie du portefeuille d'actifs renouvelables aux États-Unis.

ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES

En millions d'euros	Capital	Primes	Réserves conso lidées	Titres super subordon nés à durée indéter minée	Varia tions de juste valeur et autres	Écarts de conver sion	Actions propres	Capitaux propres part du Groupe	Partici pations ne donnant pas le contrôle	Total
CAPITAUX PROPRES
AU 31 DÉCEMBRE 2021	2 435	26 058	5 238	3 767	1 711	(2 017)	(199)	36 994	4 986	41 979
Résultat net			5 012	‐	‐	‐		5 012	52	5 064
Autres éléments du résultat global			1 232	‐	2 958	1 155		5 345	(169)	5 177
RÉSULTAT GLOBAL			6 245	‐	2 958	1 155		10 357	(116)	10 241
Rémunération sur base d'actions			25					25	‐	25
Dividendes distribués en numéraire (1)		(394)	(1 689)					(2 082)	(381)	(2 464)
Achat/vente d'actions propres			(43)	‐	‐	‐	8	(34)	‐	(34)
Opérations sur titres super-subordonnés à durée indéterminée (2)			(51)	‐				(51)		(51)
Transactions entre actionnaires (3)			152					152	70	222
Transactions avec impacts sur les participations ne donnant pas le contrôle								‐	6	6
Augmentations et réductions de capital								‐	15	15
Changements normatifs (4)			(109)					(109)	(4)	(113)
Autres variations		‐	1					1	1	2
CAPITAUX PROPRES

AU 30 JUIN 2022 2 435 25 665 9 768 3 767 4 669 (862) (191) 45 251 4 576 49 827

(1) L'Assemblée Générale du 21 avril 2022 a décidé la distribution d'un dividende unitaire de 0,85 euro par action au titre de l'exercice 2021. Conformément à l'article 26.2 des statuts, une majoration de 10% du dividende, soit 0,09 euro par action, a été attribuée aux actions inscrites sous la forme nominative depuis au moins deux ans au 31 décembre 2021, et qui sont restées inscrites sans interruption sous cette forme au nom du même actionnaire jusqu'à la date de mise en paiement du dividende. Cette majoration ne peut porter, pour un seul et même actionnaire, sur un nombre de titres représentant plus de 0,5% du capital. Le Groupe a réglé en numéraire le 27 avril 2022, pour un montant de 2 060 millions d'euros, le dividende de 0,85 euro par action pour les actions bénéficiant du dividende ordinaire, ainsi qu'un montant de 22 millions d'euros au titre de prime de fidélité.

(2) Cf. Note 12.5 «Titres super-subordonnés»

(3) Concerne principalement la cession d'une partie du portefeuille d'actifs renouvelables aux États-Unis.

(4) Cf. Note 1.1.2 «Contrat SaaS».

ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE

En millions d'euros	Notes	30 juin 2022	30 juin 2021 (1)
RÉSULTAT NET		5 064	2 418
- Résultat net des activités non poursuivies		176	20
RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS POURSUIVIES		4 889	2 397
- Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence		(468)	(386)
+ Dividendes reçus des entreprises mises en équivalence		304	301
- Dotations nettes aux provisions, amortissements et dépréciations		1 941	2 278
- Effets de périmètre, autres éléments non récurrents		193	(684)
- MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel		(3 744)	(571)
- Autres éléments sans effet de trésorerie		(18)	(137)
- Charge d'impôt	10	1 765	941
- Résultat financier	9	2 082	608
Marge brute d'autofinancement avant résultat financier et impôt		6 944	4 748
+ Impôt décaissé		(517)	(297)
Variation du besoin en fonds de roulement	16	640	(4)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES LIÉES AUX ACTIVITÉS POURSUIVIES FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES LIÉES AUX ACTIVITÉS NON		7 067 12	4 448 165
POURSUIVIES
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES		7 079	4 613
Investissements corporels et incorporels	11	(2 341)	(2 566)
Prise de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie acquis	3 & 12	(9)	(66)
Acquisitions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes	3 & 12	(335)	(292)
Acquisitions d'instruments de capitaux propres et de dette Cessions d'immobilisations corporelles et incorporelles	12 11	497 94	(947) 31

Perte de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie cédés Cessions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes	3 & 12 3 & 12	876 347	293
Cessions d'instruments de capitaux propres et de dette	12	268	‐ 25
Intérêts reçus d'actifs financiers		(14)	(4)
Dividendes reçus sur instruments de capitaux propres		(1)	4
Variation des prêts et créances émis par le Groupe et autres	3 & 12	(2 267)	97
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT LIÉES AUX ACTIVITÉS POURSUIVIES		(2 885)	(3 424)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT LIÉES AUX ACTIVITÉS NON
POURSUIVIES	3.2.2	(3 614)	(78)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT		(6 499)	(3 503)
Dividendes payés (2)		(2 277)	(1 534)
Remboursement de dettes financières		(5 700)	(2 547)
Variation des actifs financiers détenus à des fins de placement et de financement		418	239
Intérêts financiers versés		(396)	(318)
Intérêts financiers reçus sur trésorerie et équivalents de trésorerie		59	17
Flux sur instruments financiers dérivés de couverture d'investissement net et soultes sur
instruments financiers dérivés et sur rachats anticipés d'emprunts		(151)	(65)
Augmentation des dettes financières		3 843	2 229
Augmentation/diminution de capital		27	7
Achat/vente de titres d'autocontrôle		(35)	(2)
Changements de parts d'intérêts dans des entités contrôlées	11	300	(25)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT LIÉES AUX ACTIVITÉS POURSUIVIES		(3 911)	(1 998)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT LIÉES AUX ACTIVITÉS NON POURSUIVIES	3.2.2	3 748	(102)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT		(163)	(2 100)
Effet des variations de change et divers des activités poursuivies (2)		493	115
Effet des variations de change et divers des activités non poursuivies		(21)	6
Effet des variations de change et divers		472	121
TOTAL DES FLUX DE LA PÉRIODE		889	(869)
Reclassement de la trésorerie et équivalents de trésorerie des activités non poursuivies		(125)	(418)
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE A L'OUVERTURE		13 890	12 980
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE A LA CLÔTURE		14 655	11 694

(2) La ligne «Dividendes payés» comprend les coupons payés aux détenteurs des titres super-subordonnés à durée indéterminée pour un montant de 51 millions d'euros au 30 juin 2022 (59 millions d'euros au 30 juin 2021).

ENGIE - RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL 2022

Note 1	RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES 43
Note 2	RETRAITEMENT DE L'INFORMATION COMPARATIVE 47
Note 3	PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE 51
Note 4	INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE 56
Note 5	INFORMATION SECTORIELLE 61
Note 6	VENTES 64
Note 7	CHARGES OPERATIONNELLES 66
Note 8	AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES 67
Note 9	RÉSULTAT FINANCIER 69
Note 10	IMPÔTS 70
Note 11	GOODWILL ET IMMOBILISATIONS 71
Note 12	INSTRUMENTS FINANCIERS 73
Note 13	RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS 78
Note 14	PROVISIONS 84
Note 15	TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES 87
Note 16	BESOIN EN FONDS DE ROULEMENT 88
Note 17	CONTENTIEUX ET ENQUÊTES 89
Note 18	ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE 93

INFORMATIONS RELATIVES AU GROUPE ENGIE

ENGIE SA, société mère du Groupe, est une Société Anonyme à Conseil d'Administration soumise aux dispositions du livre II du Code de Commerce, ainsi qu'à toutes les autres dispositions légales applicables aux sociétés commerciales françaises. Elle a été constituée le 20 novembre 2004 pour une durée de 99 ans. Elle est régie par les dispositions légales et réglementaires, en vigueur et à venir, applicables aux sociétés anonymes et par ses statuts.

Le siège du Groupe est domicilié au 1 place Samuel de Champlain – 92400 Courbevoie (France).

Les titres ENGIE sont cotés sur les Bourses de Paris, Bruxelles et Luxembourg.

En date du 28 juillet 2022, les états financiers consolidés condensés semestriels du Groupe au 30 juin 2022 ont été présentés au Conseil d'Administration qui a autorisé leur publication.

NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES

1.1 Référentiel comptable

En application du règlement européen du 19 juillet 2002 sur les normes comptables internationales (IFRS), les états financiers consolidés annuels du Groupe sont établis conformément aux IFRS publiées par l'IASB et adoptées par l'Union européenne (1) . Les états financiers consolidés condensés semestriels du Groupe, établis pour la période de six mois close au 30 juin 2022, ont été préparés selon les dispositions de la norme IAS 34 – Information financière intermédiaire qui permet de présenter une sélection de notes annexes. Les états financiers consolidés condensés intermédiaires n'incluent dès lors pas toutes les notes et informations requises par les IFRS pour les états financiers consolidés annuels et doivent donc être lus conjointement avec les états financiers consolidés de l'exercice 2021, sous réserve des particularités propres à l'établissement des états financiers consolidés condensés intermédiaires décrites ci-après (cf. Note 1.3).

Les principes comptables retenus pour l'élaboration des états financiers consolidés condensés intermédiaires sont identiques à ceux retenus pour l'exercice clos au 31 décembre 2021 à l'exception des évolutions normatives reprises ci-après.

1.1.1 Normes IFRS, amendements ou interprétations applicables en 2022

Amendements IAS 16 Immobilisations corporelles : produits générés avant l'utilisation prévue. Le Groupe a opté pour l'application anticipée de ces amendements comme indiqué dans les états financiers consolidés au 31 décembre 2021. Ils n'ont pas d'impact significatif sur les états financiers consolidés du Groupe.
Amendements IAS 37 Provisions, passifs éventuels et actifs éventuels : contrats déficitaires coûts d'exécution des contrats.
Amélioration annuelle des IFRS Cycle 2018 2020.

Ces amendements et amélioration annuelle n'ont pas d'impact significatif sur les états financiers consolidés du Groupe.

⁽¹⁾ Référentiel disponible sur le site internet de la Commission européenne :

https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/PDF/?uri=CELEX:32002R1606&from=EN

1.1.2 Autre texte

Dans sa décision de mars 2021, l'IFRS Interpretations Committee (IFRIC) a clarifié la comptabilisation des coûts de configuration et de personnalisation d'un logiciel utilisé en mode SaaS (« Software as a Service »). Selon l'IFRIC, certains de ces coûts doivent être constatés en charges (et non en immobilisations incorporelles). Cette décision n'a pas d'impact significatif sur les états financiers consolidés du Groupe.

1.1.3 Normes IFRS, amendements ou interprétations applicables après 2022 et non anticipés par le Groupe

IFRS 17 – Contrats d'assurance (incluant amendements (1) ).
Amendements IAS 1 Présentation des états financiers : classification des passifs en courant et non courant (1) .
Amendements IAS 1 Présentation des états financiers et guide d'application pratique de la matérialité : informations à fournir sur les méthodes comptables.
Amendements IAS 8 Méthodes comptables, changements d'estimations comptables et erreurs : définition d'estimations comptables.
Amendements IAS 12 Impôts sur le résultat : impôt différé rattaché à des actifs et passifs issus d'une même transaction (1) .

Les analyses des incidences de l'application de ces normes et amendements sont en cours.

1.2 Utilisation d'estimations et du jugement

1.2.1 Estimations

La préparation des états financiers nécessite l'utilisation d'estimations et d'hypothèses pour la détermination de la valeur des actifs et des passifs, l'évaluation des aléas positifs et négatifs à la date de clôture, ainsi que les produits et charges de l'exercice.

L'évolution de l'environnement économique et financier, compte tenu en particulier de la forte volatilité des marchés des matières premières et de la guerre en Ukraine, a conduit le Groupe à renforcer les procédures de suivi des risques, notamment dans l'évaluation des instruments financiers, l'appréciation du risque d'interruption d'approvisionnement en gaz naturel ainsi que du risque de contrepartie et de liquidité. Cet environnement et la volatilité importante des marchés ont été pris en considération par le Groupe dans les estimations utilisées entre autres pour les tests de perte de valeur et les calculs des provisions.

Les estimations comptables sont réalisées dans un contexte qui reste sensible aux évolutions des marchés de l'énergie et dont les conséquences rendent difficile l'appréhension des perspectives économiques à moyen et à court terme. Il a été porté une attention toute particulière aux conséquences des fortes fluctuations du prix du gaz et d'électricité sur le semestre.

En raison des incertitudes inhérentes à tout processus d'évaluation, le Groupe révise ses estimations sur la base d'informations régulièrement mises à jour. Il est possible que les résultats futurs des opérations concernées diffèrent de ces estimations.

⁽¹⁾ Ces textes n'ayant pas encore été adoptés par l'Union européenne, il s'agit d'une traduction libre.

Les estimations significatives réalisées par le Groupe pour l'établissement des états financiers au 30 juin 2022 portent principalement sur :

l'évaluation de la valeur recouvrable des goodwill, des immobilisations corporelles et incorporelles (cf. Note 8.1 «Pertes de valeur» et Note 11 «Goodwill et immobilisations») ;
l'évaluation à la juste valeur des actifs et passifs financiers et, dans le contexte actuel, la prise en compte des incertitudes dans les hypothèses clés retenues, notamment celles relatives au risque d'interruption d'approvisionnement en gaz naturel (cf. Note 12 «Instruments financiers») ;
l'appréciation des pertes de crédit attendues, notamment pour la mise à jour des probabilités de défaut et des autres paramètres dans un contexte d'incertitude (cf. Note 13 «Risques liés aux instruments financiers») ;
l'évaluation des provisions et notamment les provisions pour traitement de l'aval du cycle du combustible nucléaire, les provisions pour démantèlement des installations, les provisions pour litiges ainsi que les engagements de retraite et assimilés (cf. Note 14 «Provisions») ;
l'évaluation à la juste valeur des actifs acquis et des passifs repris dans le cadre d'un regroupement d'entreprises (cf. Note 3 «Principales variations de périmètre») ;
le chiffre d'affaires réalisé et non relevé, dit «en compteur» dont les modèles ont été impactés par les changements de comportement de consommation de certains clients, dans un contexte de forte variation des prix des matières premières (cf. Note 6 «Ventes») ;
l'évaluation des déficits fiscaux reportables activés en tenant compte, le cas échéant, des révisions et des projections de résultat taxable (cf. Note 10 «Impôts»).

1.2.2 Jugement

Outre l'utilisation d'estimations, la Direction du Groupe a fait usage de jugement pour définir le traitement comptable adéquat de certaines activités et transactions notamment lorsque les normes et interprétations IFRS en vigueur ne traitent pas de manière précise des problématiques comptables concernées.

En particulier, le Groupe a exercé son jugement pour :

l'évaluation de la nature du contrôle ;
l'identification des obligations de performance des contrats de ventes ;
la comptabilisation, dans le chiffre d'affaires, des coûts d'acheminement facturés aux clients ;
la comptabilisation des mesures de soutien octroyées par certains gouvernements, en France et en Roumanie notamment («bouclier tarifaire»), dont l'objectif est de protéger tant le consommateur que le fournisseur de gaz ou d'électricité contre les fortes variations des prix des matières premières (cf. Note 6) ;
la détermination des «activités normales», au regard d'IFRS 9, des contrats d'achat et de vente d'éléments non financiers (électricité, gaz, etc.) ;
l'identification d'accords au sein desquels il existe des contrats de location (cf. Note 11) ;
l'identification des accords de compensation répondant aux critères énoncés par la norme IAS 32 Instruments financiers : présentation (cf. Note 12) ;

• la comptabilisation, en résultat opérationnel courant ou en impôts, de nouvelles contributions uniques sur les excédents de bénéfices dans le secteur de l'énergie, notamment en Italie (cf. Note 7).

Conformément à IAS 1, le Groupe présente séparément dans l'état de la situation financière les actifs courants et non courants de même que les passifs courants et non courants. Au regard de la majorité des activités du Groupe, il a été considéré que le critère à retenir pour cette classification est le délai de réalisation de l'actif ou de règlement du passif : en courant si ce délai est inférieur à 12 mois et en non courant s'il est supérieur à 12 mois.

1.3 Particularités propres à l'établissement des états financiers intermédiaires

1.3.1 Saisonnalité des activités

Les activités du Groupe sont, par nature, des activités saisonnières mais les variations climatiques ont des effets plus importants que la saisonnalité sur les différents indicateurs d'activité et de résultat opérationnel. En conséquence, les résultats intermédiaires au 30 juin 2022 ne sont pas nécessairement indicatifs de ceux pouvant être attendus pour l'ensemble de l'exercice 2022.

1.3.2 Impôt sur les bénéfices

Dans le cadre des arrêtés intermédiaires, la charge d'impôt (courante et différée) est calculée pour chaque entité fiscale en appliquant au résultat taxable de la période, hors élément exceptionnel significatif, le taux effectif moyen annuel estimé pour l'année en cours. Les éventuels éléments exceptionnels significatifs de la période sont comptabilisés avec leur charge d'impôt réelle.

1.3.3 Retraites

Le coût des retraites pour une période intermédiaire est calculé sur la base des évaluations actuarielles réalisées à la fin de l'exercice précédent. Ces évaluations sont le cas échéant ajustées pour tenir compte des réductions, liquidations ou autres événements non récurrents importants survenus lors du semestre. Par ailleurs, les montants comptabilisés dans l'état de la situation financière au titre des régimes à prestations définies sont le cas échéant ajustés afin de tenir compte des évolutions significatives ayant affecté le rendement des obligations émises par des entreprises de premier rang de la zone concernée (référence utilisée pour la détermination des taux d'actualisation), ainsi que la valeur et le rendement réel des actifs de couverture.

NOTE 2 RETRAITEMENT DE L'INFORMATION COMPARATIVE

Les états financiers précédemment publiés et présentés ci-après ont été retraités afin de présenter dans les comptes au 30 juin 2021 (pour le compte de résultat, les états du résultat global et de flux de trésorerie) les activités d'EQUANS (cf. Note 3 «Principales variations de périmètre») en tant qu'activités non poursuivies dans la mesure où elles représentent une ligne d'activité principale et distincte au sens de la norme IFRS 5 – Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées.

2.1 Compte de résultat au 30 juin 2021

	30 juin 2021		30 juin 2021
En millions d'euros	publié	IFRS 5	retraité
CHIFFRE D'AFFAIRES	31 259	(6 211)	25 048
Achats et dérivés à caractère opérationnel	(19 116)	3 803	(15 313)
Charges de personnel	(6 176)	2 232	(3 943)
Amortissements, dépréciations et provisions	(2 384)	149	(2 236)
Impôts et taxes	(933)	30	(903)
Autres produits opérationnels	612	(99)	513
Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel	3 262	(95)	3 167
Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence	385	1	386
Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des
entreprises mises en équivalence	3 647	(95)	3 552
Pertes de valeur	(201)	(11)	(212)
Restructurations	(90)	13	(77)
Effets de périmètre	694	(6)	688
Autres éléments non récurrents	(33)	29	(4)
RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES	4 016	(70)	3 947
Charges financières	(1 072)	31	(1 041)
Produits financiers	441	(8)	433
RÉSULTAT FINANCIER	(632)	23	(608)
Impôt sur les bénéfices	(967)	26	(941)
RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS POURSUIVIES	2 418	(20)	2 397
RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS NON POURSUIVIES	‐	20	20
RÉSULTAT NET	2 418	‐	2 418
Résultat net part du Groupe	2 343	‐	2 343
Dont Résultat net des activités poursuivies, part du Groupe	2 343	(20)	2 324
Dont Résultat net des activités non poursuivies, part du Groupe	‐	20	20
Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle	74	‐	74
Dont Résultat net des activités poursuivies attribuable aux participations ne donnant pas le
contrôle	74	(1)	73
Dont Résultat net des activités non poursuivies attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	‐	1	1
RÉSULTAT NET PART DU GROUPE PAR ACTION (EUROS)	0,94	(0,39)	0,55
Dont Résultat net des activités poursuivies, part du Groupe par action	0,94	(0,41)	0,53
Dont Résultat net des activités non poursuivies, part du Groupe par action	0,00	0,02	0,02
RÉSULTAT NET PART DU GROUPE PAR ACTION DILUÉ (EUROS)	0,94	(0,39)	0,55
Dont Résultat net des activités poursuivies, part du Groupe par action dilué	0,94	(0,41)	0,53
Dont Résultat net des activités non poursuivies, part du Groupe par action dilué	0,00	0,02	0,02

2.2 État du résultat global au 30 juin 2021

	30 juin 2021		30 juin 2021
En millions d'euros	publié	IFRS 5	retraité
RÉSULTAT NET	2 418	‐	2 418
Instruments de dette	(2)	‐	(2)
Couverture d'investissement net	(125)	‐	(125)
Couverture de flux de trésorerie (hors matières premières)	300	‐	300
Couverture de flux de trésorerie (sur matières premières)	1 794	‐	1 794
Impôts différés sur éléments ci-dessus	(435)	‐	(435)
Quote-part des entreprises mises en équivalence sur éléments recyclables, nette d'impôt	252	‐	252
Écarts de conversion	656	(35)	620
Éléments recyclables relatifs aux activités non poursuivies, nets d'impôts	‐	36	36
TOTAL ÉLÉMENTS RECYCLABLES	2 440	‐	2 440
Instruments de capitaux propres	64	1	65
Pertes et gains actuariels	1 234	(2)	1 232
Impôts différés sur éléments ci-dessus	(331)	1	(329)
TOTAL ÉLÉMENTS NON RECYCLABLES	967	‐	967
TOTAL ÉLÉMENTS RECYCLABLES ET NON RECYCLABLES	3 406	‐	3 406
RÉSULTAT GLOBAL	5 824	‐	5 824
Dont quote-part du Groupe	5 632	‐	5 632
Dont quote-part des entreprises ne donnant pas le contrôle	192	‐	192

2.3 État de flux de trésorerie au 30 juin 2021

	30 juin 2021		30 juin 2021
En millions d'euros	publié	IFRS 5	retraité
RÉSULTAT NET	2 418	‐	2 418
- Résultat net des activités non poursuivies	‐	20	20
RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS POURSUIVIES	2 418	(20)	2 397
- Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence	(385)	(1)	(386)
+ Dividendes reçus des entreprises mises en équivalence	302	‐	301
- Dotations nettes aux provisions, amortissements et dépréciations	2 408	(130)	2 278
- Effets de périmètre, autres éléments non récurrents	(694)	9	(684)
- MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel	(574)	3	(571)
- Autres éléments sans effet de trésorerie	(137)	‐	(137)
- Charge d'impôt	967	(26)	941
- Résultat financier	632	(23)	608
Marge brute d'autofinancement avant résultat financier et impôt	4 937	(188)	4 748
+ Impôt décaissé	(282)	(15)	(297)
Variation du besoin en fonds de roulement	(42)	38	(4)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES LIÉES AUX ACTIVITÉS POURSUIVIES	4 613	(165)	4 448
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES LIÉES AUX ACTIVITÉS NON POURSUIVIES	‐	165	165
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES	4 613	‐	4 613
Investissements corporels et incorporels	(2 664)	98	(2 566)
Prise de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie acquis	(70)	5	(66)
Acquisitions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes	(292)	‐	(292)
Acquisitions d'instruments de capitaux propres et de dette	(949)	3	(947)
Cessions d'immobilisations corporelles et incorporelles	37	(7)	31
Perte de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie cédés	312	(19)	293
Cessions d'instruments de capitaux propres et de dette	25	‐	25
Intérêts reçus d'actifs financiers	(13)	8	(4)
Dividendes reçus sur instruments de capitaux propres	4	‐	4
Variation des prêts et créances émis par le Groupe et autres	107	(10)	97
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT LIÉES AUX ACTIVITÉS POURSUIVIES	(3 503)	78	(3 424)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT LIÉES AUX ACTIVITÉS NON POURSUIVIES	‐	(78)	(78)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT	(3 503)	‐	(3 503)
Dividendes payés (1) (2)	(1 534)	‐	(1 534)
Remboursement de dettes financières	(2 642)	94	(2 547)
Variation des actifs financiers détenus à des fins de placement et de financement	239	‐	239
Intérêts financiers versés	(327)	8	(318)
Intérêts financiers reçus sur trésorerie et équivalents de trésorerie	16	‐	17
Flux sur instruments financiers dérivés de couverture d'investissement net et soultes sur instruments
financiers dérivés et sur rachats anticipés d'emprunts	(65)	‐	(65)
Augmentation des dettes financières	2 230	(1)	2 229
Augmentation/diminution de capital	7	‐	7
Changements de parts d'intérêts dans des entités contrôlées	(25)	‐	(25)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT LIÉES AUX ACTIVITÉS POURSUIVIES	(2 099)	102	(1 998)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT LIÉES AUX ACTIVITÉS NON POURSUIVIES	‐	(102)	(102)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT	(2 099)	‐	(2 100)
Effet des variations de change et divers des activités poursuivies	121	(6)	115
Effet des variations de change et divers des activités non poursuivies	‐	6	6
Effet des variations de change et divers	121	‐	121
TOTAL DES FLUX DE LA PÉRIODE	(868)	‐	(869)
Reclassement de la trésorerie et équivalents de trésorerie des activités non poursuivies	‐	(418)	(418)
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE A L'OUVERTURE	12 980	‐	12 980
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE A LA CLÔTURE	12 112	(418)	11 694

2.4 Impacts sur certains indicateurs clés

	30 juin 2021		Changement de	30 juin 2021
En millions d'euros	publié	IFRS 5	définition (1)	retraité
EBITDA	5 423	(240)		5 183

EBIT	3 089	(91)		2 998

RÉSULTAT NET RECURRENT	1 695	‐		1 695
Résultat net récurrent des activités poursuivies	1 695	(49)		1 646
Résultat net récurrent des activités non poursuivies	‐	49		49
RÉSULTAT NET RECURRENT PART DU GROUPE	1 386	‐		1 386
Résultat net récurrent des activités poursuivies, part du Groupe	1 386	(48)		1 338
Résultat net récurrent des activités non poursuivies, part du Groupe	‐	48		48
RÉSULTAT NET RECURRENT ATTRIBUABLE AUX PARTICIPATIONS
NE DONNANT PAS LE CONTRÔLE	309	‐		309
Résultat net récurrent des activités poursuivies attribuable aux
participations ne donnant pas le contrôle	309	(1)		309
Résultat net récurrent des activités non poursuivies attribuable aux
participations ne donnant pas le contrôle	‐	1		1

CASH FLOW DES OPÉRATIONS (CFFO)	4 294	(144)	113	4 263

(1) Compte tenu du démarrage des travaux liés à la fin de vie du Nucléaire en Belgique, la définition du Cash flow des opérations (CFFO) a été affinée pour désormais exclure les dépenses de démantèlement des centrales nucléaires et de gestion des matières et déchets irradiés. Ces dépenses sont désormais présentées avec les investissements de couverture des provisions nucléaires, dans un ensemble dédié. Les données au 30 juin 2021 ont été retraitées en conséquence.

NOTE 3 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE

3.1 Cessions réalisées au cours du premier semestre 2022

3.1.1 Incidences des principales cessions et accords de cessions de la période

Dans le cadre de la présentation de sa nouvelle stratégie, le Groupe a confirmé, le 18 mai 2021, une augmentation significative de son programme de rotation d'actifs qui, à moyen terme, pourrait représenter une enveloppe d'au moins 11 milliards d'euros.

Les incidences des principales cessions et accords de cessions du premier semestre sur l'endettement financier net du Groupe, hors cessions partielles dans le cadre des activités DBSO (1) , sont présentées dans le tableau ci-après :

En millions d'euros	Prix de cession	Réduction de l'endettement financier net
Complément de prix lié à cession d'une partie de la participation dans la société SUEZ - France	347	347
Cession de la participation résiduelle dans la société SUEZ - France	227	227
Cession d'une partie de la participation dans la société Gaztransport & Technigaz SA (GTT) - France	298	298
Autres opérations de cession individuellement non significatives	301	156
TOTAL	1 173	1 028

À cet effet de réduction de l'endettement financier net de 1 028 millions d'euros au 30 juin 2022 s'ajoutent les effets de réduction de l'endettement financier net de 2 320 millions d'euros constatés précédemment au 31 décembre 2021 dans le cadre de ce programme de cession d'actifs, soit un cumul de 3 348 millions d'euros à date. Les cessions en cours de finalisation au 30 juin 2022 sont présentées dans la Note 3.2 «Actifs destinés à être cédés».

3.1.2 Complément de prix lié à la cession, en 2021, d'une partie de la participation d'ENGIE dans la société française SUEZ SA et cession de la participation résiduelle en 2022

Le 6 octobre 2020, le Groupe avait cédé 29,9% de sa participation dans SUEZ SA au Groupe VEOLIA. Cette cession était assortie d'un mécanisme de complément de prix si le Groupe VEOLIA menait d'autres opérations capitalistiques sur SUEZ à un prix supérieur à celui du bloc de 29,9% cédé par ENGIE.

En 2021, le Groupe VEOLIA avait lancé une offre publique d'achat sur SUEZ à un prix de 20,50 euros par action (coupon attaché) qui s'est positivement clôturée le 7 janvier 2022. Le Groupe ENGIE avait considéré, à la clôture de l'exercice 2021, que l'ensemble des conditions étaient réunies pour reconnaître le produit de 347 millions d'euros lié au mécanisme de complément de prix négocié avec le Groupe VEOLIA.

Le 19 janvier 2022, ENGIE a encaissé ce complément de prix à l'issue du règlement livraison de l'offre publique d'achat.

Le 18 janvier 2022, le Groupe a également apporté sa participation résiduelle dans SUEZ, soit 1,8%, à l'offre publique d'achat initiée par le Groupe VEOLIA. Cette opération n'a pas d'impact sur le résultat 2022 du Groupe du fait de la valorisation de cette participation à sa juste valeur au 31 décembre 2021. Les effets de cette transaction se sont traduits par une réduction de l'endettement financier net du Groupe de 227 millions d'euros.

⁽¹⁾ Develop, Build, Share and Operate, modèle utilisé dans les énergies renouvelables et reposant sur la rotation continue des capitaux employés.

3.1.3 Cession d'une partie de la participation d'ENGIE dans la société française Gaztransport et Technigaz SA (GTT)

Le 24 mars 2022, ENGIE a annoncé la réalisation de la cession partielle de sa participation dans GTT à hauteur de près de 9% du capital au prix de 90 euros par action.

Cette transaction n'a pas entraîné de modification dans la représentativité d'ENGIE au sein du Conseil d'Administration de GTT. Ainsi, au terme de la cession, ENGIE conserve une influence notable et continue de comptabiliser sa participation résiduelle dans GTT (21,4%) par mise en équivalence. Cette participation pourrait être ramenée à 11,4% si le Groupe convertissait, à l'horizon 2024, l'obligation échangeable émise en 2021.

Les effets de cette transaction se sont traduits par une réduction de l'endettement financier net du Groupe de 298 millions d'euros. Le résultat de cession avant impôts s'établit à 74 millions d'euros au 30 juin 2022.

3.2 Actifs destinés à être cédés

Au 30 juin 2022, le total des «Actifs classés comme détenus en vue de la vente» et le total des «Passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente» s'élèvent respectivement à 12 121 et 7 039 millions d'euros.

En millions d'euros	30 juin 2022	31 déc. 2021
Immobilisations corporelles et incorporelles nettes	3 868	4 235
Autres actifs	8 252	7 645
TOTAL ACTIFS CLASSÉS COMME DÉTENUS EN VUE DE LA VENTE	12 121	11 881
dont Actifs des activités non poursuivies	11 818	11 186
Dettes financières	47	368
Autres passifs	6 992	7 047
TOTAL PASSIFS DIRECTEMENT LIÉS À DES ACTIFS CLASSÉS COMME DÉTENUS EN VUE DE LA
VENTE	7 039	7 415
dont Passifs directement liés à des actifs des activités non poursuivies	7 025	6 952

Les actifs classés en tant qu'«Actifs destinés à être cédés» au 31 décembre 2021 relatifs à la société Endel et ses principales filiales ont été cédés au cours du premier semestre.

Le poste «Actifs destinés à être cédés» au 30 juin 2022 se rapporte aux entités d'EQUANS, ainsi qu'à certains actifs dans les énergies renouvelables au Mexique (dont la vente est hautement probable mais demeure conditionnée à l'obtention de diverses approbations). La finalisation de ces transactions est attendue au second semestre.

Les activités des entités du périmètre EQUANS continuent d'être présentées en tant qu'activités non poursuivies dans les états financiers consolidés du Groupe dans la mesure où elles représentent une ligne d'activité principale et distincte au sens de la norme IFRS 5 – Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées. En conséquence, le résultat net généré par les activités non poursuivies est présenté sur une ligne distincte après le résultat des activités poursuivies. Cette présentation distincte au compte de résultat s'applique également aux données comparatives de l'exercice précédent.

3.2.1 Projet de cession des entités du périmètre EQUANS

Le 5 novembre 2021, le Groupe est entré en négociation exclusive avec le Groupe Bouygues pour la vente de l'intégralité de sa participation dans les entités du périmètre EQUANS, après avoir contractualisé avec ce dernier une option unilatérale de vente ferme et irrévocable.

EQUANS regroupe les activités du Groupe dans les services multi-techniques aux entreprises dans le monde, principalement en France et en Europe : conception, ingénierie, travaux, exploitation, installation, maintenance, facility management, etc. Le périmètre de ces activités était constitutif d'un secteur reportable (cf. Note 4 «Information sectorielle» des états financiers consolidés condensés semestriels au 30 juin 2021).

Le Groupe a procédé au classement d'EQUANS en «Actifs destinés à être cédés» au bilan et «Activités non poursuivies» au compte de résultat à la date du 5 novembre 2021. Ce jugement est fondé sur le caractère ferme et irrévocable de l'option de vente signée le 5 novembre 2021, ainsi que sur la nature des conditions suspensives à lever à la date de réception de l'offre. Les impacts de ce classement sur les états financiers consolidés du Groupe sont les suivants :

les actifs destinés à la vente et les passifs correspondants sont présentés séparément des autres actifs et passifs sur des lignes spécifiques de l'état de la situation financière au 30 juin 2022 et au 31 décembre 2021 ;
un arrêt des amortissements à compter de la date de classement en «Actifs destinés à être cédés» ;
le résultat net réalisé sur le premier semestre est présenté sur une ligne unique du compte de résultat intitulée «Résultat net des activités non poursuivies». Les données comparatives du compte de résultat au 30 juin 2021 ont été retraitées conformément à IFRS 5 (cf. Note 2 «Retraitement de l'information comparative») ;
les éléments recyclables et non recyclables relatifs aux activités non poursuivies sont présentés séparément, sur des lignes spécifiques de l'état du résultat global au 30 juin 2022 et au 30 juin 2021 ;
les flux de trésorerie nets liés à l'exploitation, aux investissements et aux financements, attribuables aux activités non poursuivies, sont présentés sur des lignes distinctes dans l'état de flux de trésorerie du Groupe au 30 juin 2022. Les données comparatives de l'état de flux de trésorerie au 30 juin 2021 ont été retraitées conformément à IFRS 5 (cf. Note 2 «Retraitement de l'information comparative»).

Compte tenu du résultat de cession attendu, aucun ajustement de valeur n'a été enregistré.

La cession définitive devrait intervenir sur le second semestre 2022. Les effets conjugués de cette transaction et de la génération de trésorerie de ces activités depuis la signature de la transaction devraient se traduire par une réduction de l'endettement financier du Groupe d'environ 6,8 milliards d'euros.

3.2.2 Données financières relatives aux activités non poursuivies

Résultat des activités non poursuivies

En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021
CHIFFRE D'AFFAIRES	6 543	6 211
Achats et dérivés à caractère opérationnel	(4 014)	(3 803)
Charges de personnel	(2 359)	(2 232)
Amortissements, dépréciations et provisions	26	(149)
Impôts et taxes	(37)	(30)
Autres produits opérationnels	106	99
Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel	266	95
Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence	3	(1)
Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence	268	95
Pertes de valeur	‐	11
Restructurations	(13)	(13)
Effets de périmètre	(12)	6
Autres éléments non récurrents	‐	(29)
RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES	245	70
Charges financières	(34)	(31)
Produits financiers	10	8
RÉSULTAT FINANCIER	(24)	(23)
Impôt sur les bénéfices	(45)	(26)
RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS NON POURSUIVIES	176	20
Résultat net des activités non poursuivies, part du Groupe	175	20
Résultat net des activités non poursuivies attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle	1	1
INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE
EBITDA	272	240
EBIT (1)	268	91
Résultat net récurrent part du Groupe (1)	181	48

(1) Intègre l'effet de l'arrêt des amortissements, en date de classement en Actifs destinés à être cédés, pour un montant de +150 millions au titre de l'EBIT et de +130 millions d'euros au titre du Résultat net récurrent part du Groupe, au 30 juin 2022.

État de la situation financière des activités non poursuivies

En millions d'euros	30 juin 2022	31 déc. 2021
Actifs non courants
Goodwill	3 107	3 056
Immobilisations incorporelles nettes	414	409
Immobilisations corporelles nettes	1 321	1 150
Autres actifs financiers	130	124
Actifs de contrats	6	7
Participations dans les entreprises mises en équivalence	9	3
Autres actifs non courants	174	165
Actifs d'impôt différé	235	267
TOTAL ACTIFS NON COURANTS	5 396	5 181
Actifs courants
Autres actifs financiers	20	21
Créances commerciales et autres débiteurs	2 321	2 246
Actifs de contrats	2 550	2 302
Stocks	186	190
Autres actifs courants	792	817
Trésorerie et équivalents de trésorerie	553	429
TOTAL ACTIFS COURANTS	6 422	6 004
TOTAL ACTIFS DES ACTIVITÉS NON POURSUIVIES	11 817	11 185

En millions d'euros	30 juin 2022	31 déc. 2021
Passifs non courants
Provisions	268	355
Emprunts à long terme	427	390
Instruments financiers dérivés	1	1
Autres passifs financiers	3	1
Passifs de contrats	14	12
Autres passifs non courants	2	3
Passifs d'impôt différé	233	218
TOTAL PASSIFS NON COURANTS	947	979
Passifs courants
Provisions	291	311
Emprunts à court terme	174	198
Instruments financiers dérivés	‐	‐
Fournisseurs et autres créanciers	2 085	1 977
Passifs de contrats	1 898	1 910
Autres passifs courants	1 630	1 577
TOTAL PASSIFS COURANTS	6 078	5 973
TOTAL PASSIFS DIRECTEMENT LIÉS À DES ACTIVITÉS NON POURSUIVIES	7 025	6 952

Flux de trésorerie des activités non poursuivies

En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021
RÉSULTAT NET	176	20
Marge brute d'autofinancement avant résultat financier et impôt	223	188
Impôt décaissé	(2)	15
Variation du besoin en fonds de roulement	(209)	(38)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES	12	165
Investissements corporels et incorporels	(90)	(98)
Prise de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie acquis	(2)	(5)
Cessions d'immobilisations corporelles et incorporelles	3	7
Intérêts reçus d'actifs financiers	(5)	(8)
Variation des prêts et créances émis par le Groupe et autres (1)	(3 521)	10
Autres	2	17
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT	(3 613)	(78)
Dividendes payés	‐	‐
Remboursement de dettes financières	(76)	(95)
Intérêts financiers versés	(17)	(8)
Intérêts financiers reçus sur trésorerie et équivalents de trésorerie	‐	‐
Augmentation des dettes financières	12	(5)
Flux des activités de financement hors opérations intragroupe	(81)	(108)
Opérations avec ENGIE (2)	3 829	6
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT	3 748	(102)
Effet des variations de change et divers	(22)	(4)
TOTAL DES FLUX DE LA PÉRIODE	125	(19)
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE A L'OUVERTURE	429	428
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE A LA CLÔTURE	553	419

(1) La ligne «Variation des prêts et créances émis par le Groupe et autres» comprend les acquisitions, par EQUANS, de titres des «Activités d'Asset-Light Client Solutions», détenus par ENGIE pour un montant de -3 520 millions d'euros et des cessions, par EQUANS, de titres non constitutifs des «Activités d'Asset-Light Client Solutions», à ENGIE pour un montant de +7 millions d'euros.

(2) La ligne «Opérations avec ENGIE» comprend les augmentations de capital d'EQUANS, pour un montant de 2 774 millions d'euros, et l'augmentation des dettes financières d'EQUANS, pour un montant de 1 071 millions d'euros, souscrite par ENGIE, finançant les acquisitions ci-dessus.

3.3 Acquisitions réalisées au cours du premier semestre 2022

L'ensemble des acquisitions réalisées au cours du premier semestre a eu une incidence de 1,2 milliard d'euros sur l'endettement financier net. Ces acquisitions se rapportent, principalement, à la finalisation de l'accord conclu en novembre 2021 par ENGIE et Crédit Agricole Assurances pour l'acquisition auprès du fonds canadien Alberta Investment Management Corporation, de 97,33% des parts d'Eolia Renovables, l'un des plus grands producteurs d'énergie renouvelable en Espagne. La transaction porte sur la propriété et l'exploitation de 899 MW d'actifs en opération (821 MW d'éolien terrestre et 78 MW de solaire photovoltaïque) et d'un portefeuille de 1,2 GW de projets renouvelables.

Les actifs en opération seront détenus à 40% par ENGIE et à 60% par Crédit Agricole Assurances, et ENGIE sera chargé de développer et de construire le pipeline de projets. ENGIE fournira une gamme complète de services (exploitation et maintenance, gestion des actifs, gestion de l'énergie et services associés) sur l'ensemble du périmètre des actifs.

Les actifs rachetés bénéficient d'un régime de régulation garantissant une rentabilité sur les dix prochaines années. La finalisation de cette transaction impacte à hauteur de 0,5 milliard d'euros l'endettement financier net du Groupe. La participation dans la société détenant les actifs en opération est consolidée par mise en équivalence. ENGIE consolide selon la méthode de l'intégration globale la société chargée de développer et de construire le pipeline de projets. Le Groupe réalisera, au cours du second semestre, l'exercice d'allocation du prix d'achat.

Les autres acquisitions réalisées sur le semestre se rapportent, essentiellement, au financement des activités d'éolien en mer du Groupe pour 0,5 milliard d'euros.

NOTE 4 INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE

L'objet de cette note consiste à présenter les principaux indicateurs financiers non-GAAP utilisés par le Groupe ainsi que leur réconciliation avec les agrégats des états financiers consolidés IFRS.

4.1 EBITDA

La réconciliation entre l'EBITDA et le résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence est la suivante :

En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021 (1)
Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence	8 984	3 552
MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel	(3 744)	(571)
Dotations nettes aux amortissements et autres	2 206	2 161
Paiements fondés sur des actions (IFRS 2)	21	25
Quote-part non récurrente du résultat net des entreprises mises en équivalence	14	16
EBITDA	7 480	5 183

4.2 EBIT

La réconciliation entre l'EBIT et le résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence est la suivante :

En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021 (1)
Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des
entreprises mises en équivalence	8 984	3 552
MtM sur instruments financiers à caracatère opérationnel	(3 744)	(571)
Quote-part non récurrente du résultat net des entreprises mises en équivalence	14	16
EBIT	5 253	2 998

4.3 Résultat net récurrent part du Groupe (RNRpg)

Le résultat net récurrent part du Groupe est un indicateur financier utilisé par le Groupe dans sa communication financière afin de présenter un résultat net part du Groupe ajusté des éléments présentant un caractère inhabituel, anormal ou peu fréquent.

La réconciliation entre le résultat net part du Groupe et le résultat net récurrent part du Groupe est la suivante :

En millions d'euros	Notes	30 juin 2022	30 juin 2021 (1)
RÉSULTAT NET PART DU GROUPE		5 012	2 343
RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS NON POURSUIVIES, PART DU GROUPE		175	20
RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS POURSUIVIES, PART DU GROUPE		4 837	2 324
Résultat net des activités poursuivies attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle		52	73
RÉSULTAT NET DES ACTIVITES POURSUIVIES		4 889	2 397
Rubriques du passage entre le «Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence» et le «RAO»		248	(395)
Pertes de valeur	8.1	8	212
Restructurations	8.2	48	77
Effets de périmètre	8.3	192	(688)
Autres éléments non récurrents		‐	4
Autres éléments retraités		(1 570)	(356)
MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel	7	(3 744)	(571)
Inefficacité sur instruments dérivés qualifiés de couverture de juste valeur	9	(7)	1
Variation de juste valeur des instruments dérivés non qualifiés de couverture et inefficacité sur instruments dérivés qualifiés de couverture de flux de trésorerie	9	(29)	30
Résultat non récurrent des instruments de dette et des instruments de capitaux propres	9	1 146	(125)
Autres effets impôts retraités		1 050	292
Part non récurrente de la quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence		14	16
RÉSULTAT NET RÉCURRENT DES ACTIVITÉS POURSUIVIES		3 566	1 646
Résultat net récurrent attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle		319	309
RÉSULTAT NET RÉCURRENT DES ACTIVITÉS POURSUIVIES, PART DU GROUPE		3 248	1 338
Résultat net récurrent des activités non poursuivies, part du Groupe		181	48
RÉSULTAT NET RÉCURRENT PART DU GROUPE		3 429	1 386

4.4 Capitaux engagés industriels

La réconciliation entre les capitaux engagés industriels et les rubriques de l'état de la situation financière est la suivante :

En millions d'euros		30 juin 2022	31 déc. 2021
(+)	Immobilisations incorporelles et corporelles nettes	60 438	57 863
(+)	Goodwill	13 005	12 799
(-)	Goodwill Gaz de France - SUEZ et International Power (1)	(7 285)	(7 213)
(+)	Créances IFRIC 4, IFRS16 et IFRIC 12	2 394	2 456
(+)	Participations dans des entreprises mises en équivalence	9 875	8 498
(-)	Goodwill International Power (1)	(41)	(38)
(+)	Créances commerciales et autres débiteurs	28 136	32 556
(-)	Appels de marge (1) (2)	(11 471)	(13 856)
(+)	Stocks	8 161	6 175
(+)	Actifs de contrats	8 950	8 377
(+)	Autres actifs courants et non courants	13 431	13 681
(+)	Impôts différés	(9 233)	(6 557)
(+)	Neutralisation des impôts différés liés aux autres éléments recyclables de capitaux propres (1) (2)	1 881	841
(-)	Provisions	(23 571)	(25 459)
(+)	Pertes et gains actuariels en capitaux propres (nets d'impôts différés) (1)	1 395	3 162
(-)	Fournisseurs et autres créanciers	(33 658)	(32 822)
(+)	Appels de marge (1) (2)	13 695	7 835
(-)	Passifs de contrats	(3 536)	(2 739)
(-)	Autres passifs courants et non courants	(20 696)	(19 175)
	CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS	51 869	46 382

(1) Ces éléments sont retraités des rubriques de l'état de la situation financière pour le calcul des capitaux engagés industriels.

(2) Les appels de marges inclus dans les rubriques «Créances commerciales et autres débiteurs» et «Fournisseurs et autres créanciers» correspondent aux avances reçues ou versées dans le cadre des contrats de collatéralisation mis en place aux fins de gestion du risque de contrepartie relatif aux transactions sur matières premières.

4.5 Cash flow des opérations (CFFO)

La réconciliation entre le cash flow des opérations (CFFO) et les rubriques de l'état de flux de trésorerie est la suivante :

En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021 (1) (2)
Marge brute d'autofinancement avant résultat financier et impôt	6 944	4 748
Impôt décaissé	(517)	(297)
Variation du besoin en fonds de roulement	640	(4)
Intérêts reçus d'actifs financiers	(14)	(4)
Dividendes reçus sur instruments de capitaux propres	(1)	4
Intérêts financiers versés	(396)	(318)
Intérêts financiers reçus sur trésorerie et équivalents de trésorerie	59	17
Nucléaire - dépenses de démantèlement des installations et retraitement, stockage du combustible	66	113
Variation des actifs financiers détenus à des fins de placement et de financement	418	239
(+) Variation bilantaire des actifs financiers détenus à des fins de placement et de financement et autres	(407)	(235)
CASH FLOW DES OPÉRATIONS (CFFO)	6 793	4 263

(2) Compte tenu du démarrage des travaux liés à la fin de vie du Nucléaire en Belgique, la définition du Cash flow des opérations (CFFO) a été affinée pour désormais exclure les dépenses de démantèlement des centrales nucléaires et de gestion des matières et déchets irradiés. Ces dépenses sont désormais présentées avec les investissements de couverture des provisions nucléaires, dans un ensemble dédié. Les données au 30 juin 2021 ont été retraitées en conséquence.

4.6 Investissements corporels, incorporels et financiers (CAPEX) et investissements de croissance

La réconciliation entre les investissements corporels, incorporels et financiers (CAPEX) et les rubriques de l'état de flux de trésorerie se détaille comme suit :

En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021 (1) (2)
Investissements corporels et incorporels	2 341	2 566
Prise de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie acquis	2	66
(+) Trésorerie et équivalents de trésorerie acquis	1	(4)
Acquisitions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes	342	292
Acquisitions d'instruments de capitaux propres et de dette	(497)	947
Variation des prêts et créances émis par l'entreprise et autres	2 267	(97)
(+) Autres	(27)	(7)
Changements de parts d'intérêts dans les entités contrôlées	‐	25
(-) Impact des cessions réalisées dans le cadre des activités DBSO (3)	(256)	(199)
(-) Investissements financiers Synatom / Cessions d'actifs financiers Synatom	(904)	(778)
TOTAL INVESTISSEMENTS CORPORELS, INCORPORELS ET FINANCIERS (CAPEX)	3 270	2 809
(-) Investissements de maintenance	(1 039)	(1 011)
TOTAL INVESTISSEMENTS DE CROISSANCE	2 231	1 798

(2) Compte tenu du démarrage des travaux liés à la fin de vie du Nucléaire en Belgique, la définition des investissements corporels, incorporel et financiers (CAPEX) a été revue pour désormais exclure les investissements de couverture des provisions nucléaires effectués par Synatom. Ces dépenses sont désormais présentées avec les dépenses de démantèlement des centrales nucléaires et de gestion des matières et déchets irradiés, dans un ensemble dédié. Les données au 30 juin 2021 ont été retraitées en conséquence.

(3) Develop, Build, Share & Operate ; y compris financements Tax Equity reçus.

4.7 Endettement financier net

La réconciliation entre l'endettement financier net et les rubriques de l'état de la situation financière est la suivante :

En millions d'euros	Notes	30 juin 2022	31 déc. 2021
(+) Emprunts à long terme	12.2 & 12.3	28 714	30 458
(+) Emprunts à court terme	12.2 & 12.3	13 331	10 590
(+) Instruments financiers passifs	12.4	78 645	46 931
(-) Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières et autres éléments		(78 036)	(46 617)
(-) Autres actifs financiers	12.1	(12 401)	(13 444)
(+) Prêts et créances au coût amorti non compris dans l'endettement financier net		6 214	5 143
(+) Instruments de capitaux propres à la juste valeur		1 716	2 827
(+) Instruments de dette à la juste valeur non compris dans l'endettement financier net		3 284	3 853
(-) Trésorerie et équivalents de trésorerie	12.1	(14 655)	(13 890)
(-) Instruments financiers actifs	12.4	(87 040)	(44 989)
(+) Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières et autres éléments		86 549	44 489
ENDETTEMENT FINANCIER NET		26 320	25 350

4.8 Dette nette économique

La dette nette économique s'établit comme suit :

En millions d'euros	Notes	30 juin 2022	31 déc. 2021
ENDETTEMENT FINANCIER NET	12.3	26 320	25 350
Provisions pour gestion de l'aval du cycle du combustible nucléaire		8 212	8 030
Provisions pour démantèlement des installations		8 064	8 015
Provisions pour reconstitution de sites		248	246
Avantages postérieurs à l'emploi - Retraites		769	1 779
(-) Sociétés régulées d'infrastructures		349	(16)
Avantages postérieurs à l'emploi - Droits à remboursement		(228)	(228)
Avantages postérieurs à l'emploi - Autres avantages		3 777	5 149
(-) Sociétés régulées d'infrastructures		(2 393)	(3 289)
Impôts différés actifs sur engagements de retraite et assimilés		(933)	(1 501)
(-) Sociétés régulées d'infrastructures		522	780
Actifs de couverture des provisions nucléaires, stock d'uranium, et créance Electrabel envers EDF Belgium		(6 240)	(6 014)
DETTE NETTE ÉCONOMIQUE		38 467	38 300

NOTE 5 INFORMATION SECTORIELLE

5.1 Secteurs opérationnels et secteurs reportables

ENGIE est organisé autour de :

quatre Global Business Units (GBUs) représentant les quatre métiers clés du Groupe : GBU Renouvelables, GBU Energy Solutions, GBU Infrastructures et GBU Production Thermique et Fourniture d'Énergie ;
deux entités opérationnelles métier : Nucléaire et Gobal Energy Management & Sales («GEMS») ;
et un ensemble Autres regroupant principalement les fonctions Corporate et certaines Holdings.

L'organisation est décrite dans la Note 7 «Information sectorielle» des états financiers consolidés au 31 décembre 2021.

À noter qu'à compter de 2022 et compte tenu de la volatilité importante des marchés de matières premières, le Comité Exécutif du Groupe, qui représente le principal décideur opérationnel au sens de la norme IFRS 8 – Secteurs opérationnels, suit en tant que telles les activités de GEMS, qui est devenu de ce fait un secteur opérationnel.

Les secteurs reportables sont identiques aux secteurs opérationnels, et correspondent aux activités sous-jacentes à l'organisation en GBUs.

5.2 Indicateurs clés par secteur reportable

CHIFFRE D'AFFAIRES

	30 juin 2022			30 juin 2021 (1)
En millions d'euros	Hors Groupe	Groupe	Total	Hors Groupe	Groupe	Total
Renouvelables	2 485	67	2 552	1 549	19	1 568
Infrastructures	3 650	465	4 115	3 680	445	4 126
Energy Solutions	5 587	141	5 728	4 713	97	4 811
Thermique	3 222	565	3 787	1 696	271	1 966
Fourniture d'Énergie	8 169	795	8 964	4 824	28	4 851
Nucléaire	(23)	1 200	1 177	15	695	710
Autres	20 077	(346)	19 731	8 571	2 990	11 562
Dont GEMS (2)	20 064	(360)	19 704	8 423	2 977	11 400
Élimination des transactions internes		(2 887)	(2 887)		(4 545)	(4 545)
TOTAL CHIFFRE D'AFFAIRES	43 167	‐	43 167	25 048	‐	25 048

(2) Dont 17 milliards d'euros d'effet prix par rapport à 2021.

EBITDA

En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021 (1)
Renouvelables	1 101	750
Infrastructures	2 382	2 402
Energy Solutions	380	380
Thermique	891	769
Fourniture d'Énergie	555	334
Nucléaire	1 089	402
Autres	1 082	146
Dont GEMS	1 161	280
TOTAL EBITDA	7 480	5 183

(1) Les données comparatives au 30 juin 2021 ont été retraitées du fait du classement en «Activités non poursuivies» des activités

d'EQUANS destinées à être cédées, en application de la norme IFRS 5 (cf. Note 2 «Retraitement de l'information comparative»).

NOTE 5 INFORMATION SECTORIELLE

EBIT

En millions d'euros	30 juin 2022 (1)	30 juin 2021 (2)
Renouvelables	828	490
Infrastructures	1 471	1 516
Energy Solutions	160	164
Thermique	667	552
Fourniture d'Énergie	424	207
Nucléaire	858	178
Autres	846	(110)
Dont GEMS	1 062	201
TOTAL EBIT	5 253	2 998

(1) Dont 308 millions d'euros au 30 juin 2022 de contribution exceptionnelle sur la marge énergie excédentaire en Italie (principalement chez GEMS).

(2) Les données comparatives au 30 juin 2021 ont été retraitées du fait du classement en «Activités non poursuivies» des activités d'EQUANS destinées à être cédées, en application de la norme IFRS 5 (cf. Note 2 «Retraitement de l'information comparative»).

QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE

En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021 (1)
Renouvelables	92	14
Infrastructures	149	133
Energy Solutions	45	56
Thermique	175	182
Fourniture d'Énergie	‐	‐
Nucléaire	‐	‐
Autres	7	‐
Dont GEMS	1	(3)
TOTAL QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	468	386

Les contributions des entreprises associées et des coentreprises dans la quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence s'élèvent respectivement à 170 millions d'euros et 298 millions d'euros au 30 juin 2022 (contre 165 millions d'euros et 221 millions d'euros au 30 juin 2021).

CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS

En millions d'euros	30 juin 2022	31 déc. 2021
Renouvelables	14 966	12 511
Infrastructures	24 486	24 167
Energy Solutions	7 564	6 674
Thermique	8 117	7 846
Fourniture d'Énergie	2 753	1 316
Nucléaire (1)	(13 720)	(12 666)
Autres	7 703	6 534
Dont GEMS	4 663	2 937
TOTAL CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS	51 869	46 382

(1) dont 15 365 millions d'euros de provisions nucléaires. Les capitaux engagés n'intègrent pas les actifs dédiés à la couverture des provisions pour 5 764 millions d'euros.

NOTE 5 INFORMATION SECTORIELLE

INVESTISSEMENTS CORPORELS, INCORPORELS ET FINANCIERS (CAPEX)

En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021 (1)
Renouvelables	1 378	596
Infrastructures	1 019	1 161
Energy Solutions	329	297
Thermique	134	102
Fourniture d'Énergie	130	130
Nucléaire	153	118
Autres	128	404
Dont GEMS	63	376
TOTAL INVESTISSEMENTS CORPORELS, INCORPORELS ET FINANCIERS (CAPEX)	3 270	2 809

CAPEX DE CROISSANCE

En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021 (1)
Renouvelables	1 339	558
Infrastructures	505	667
Energy Solutions	258	225
Thermique	27	(14)
Fourniture d'Énergie	86	70
Nucléaire	‐	‐
Autres	15	291
Dont GEMS	12	(21)
TOTAL CAPEX DE CROISSANCE	2 231	1 798

5.3 Indicateurs clés par zone de commercialisation / d'implantation

Les indicateurs ci-dessous sont ventilés :

par zone de commercialisation pour le chiffre d'affaires ;
par zone d'implantation des sociétés consolidées pour les capitaux engagés industriels.

Chiffre d'affaires		Capitaux engagés industriels
En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021 (1)	30 juin 2022	31 déc. 2021
France	14 327	11 274	30 792	30 241
Belgique	5 277	2 273	(10 354)	(10 775)
Autres Union européenne	10 979	4 618	8 264	6 938
Autres pays d'Europe	2 045	1 089	1 309	1 447
Amérique du Nord	2 733	2 141	6 140	5 342
Asie, Moyen-Orient et Océanie	5 442	1 586	3 141	2 709
Amérique du Sud	2 251	1 926	11 461	9 521
Afrique	114	140	1 116	960
TOTAL	43 167	25 048	51 869	46 382

(1) Les données comparatives au 30 juin 2021 ont été retraitées du fait du classement en «Activités non poursuivies» des activités d'EQUANS, en application de la norme IFRS 5 (cf. Note 2 «Retraitement de l'information comparative»).

La variété des métiers du Groupe et de leur localisation géographique entraîne une grande diversité de situations et de natures de clientèles (industries, collectivités locales et particuliers). De ce fait, aucun client externe du Groupe ne représente à lui seul 10% ou plus du chiffre d'affaires consolidé du Groupe.

NOTE 6 VENTES

6.1 Chiffre d'affaires

Le chiffre d'affaires sur contrats commerciaux est relatif aux contrats entrant dans le champ de la norme IFRS 15 (cf. Note 8 «Ventes» des états financiers consolidés au 31 décembre 2021).

Le chiffre d'affaires réalisé sur des opérations hors du champ d'application d'IFRS 15 est présenté en colonne «Autres» et comprend les revenus de trading, de locations et de concessions, de même que, le cas échéant, la composante financière des prestations opérationnelles.

La ventilation du chiffre d'affaires se présente comme suit :

En millions d'euros	Ventes de gaz	Ventes d'électricité et autres énergies	Ventes de services liés aux infrastructures	Constructions, installations, O&M, FM et autres services	Autres	30 juin 2022
Renouvelables	‐	2 265	43	121	56	2 485
Infrastructures	115	1	3 179	214	141	3 650
Energy Solutions	74	2 542	43	2 899	29	5 587
Thermique	182	2 434	215	235	156	3 222
Fourniture d'Énergie	4 442	2 418	37	493	779	8 169
Nucléaire	‐	3	4	14	(45)	(23)
Autres	9 437	9 420	95	35	1 089	20 077
Dont GEMS	9 437	9 420	95	22	1 089	20 064
TOTAL CHIFFRES D'AFFAIRES	14 250	19 083	3 617	4 011	2 205	43 167

La variation importante des prix du gaz naturel et de l'électricité a conduit certains gouvernements à introduire un dispositif de «bouclier tarifaire» sur le gaz naturel et l'électricité, notamment en France et en Roumanie.

Le dispositif ayant l'impact le plus significatif sur les états financiers consolidés du Groupe est celui introduit par le Gouvernement français pour le gaz naturel, dans le cadre de la loi de finances pour 2022 (loi n° 2021-1900 du 30 décembre 2021). Les tarifs réglementés de vente sont plafonnés au niveau de ceux du 1er octobre 2021, du 1er novembre 2021 au 31 décembre 2022 (l'arrêté du 25 juin 2022 a prolongé le dispositif initialement prévu jusqu'au 30 juin 2022). Les pertes de recettes supportées par ENGIE constituent des charges imputables aux obligations de service public et font l'objet d'une compensation garantie par l'État. La subvention comptabilisée en résultat au 30 juin 2022 s'élève à environ 617 millions d'euros (248 millions d'euros en 2021) et est comptabilisée dans les activités de «Fourniture d'Énergie» dans la colonne «Autres» («Chiffre d'affaires hors IFRS 15»). Le 27 juin 2022, le Groupe a signé une convention de cession sans recours avec Natixis, sous le régime de la loi dite «Dailly», afin de céder une quote-part de cette créance, à hauteur d'environ 741 millions d'euros.

En millions d'euros	Ventes de gaz	Ventes d'électricité et autres énergies	Ventes de services liés aux infrastructures	Constructions, installations, O&M, FM et autres services	Autres	30 juin. 2021 (1)
Renouvelables	‐	1 375	66	67	40	1 549
Infrastructures	105	‐	3 173	326	76	3 680
Energy Solutions	76	1 613	47	2 953	24	4 713
Thermique	8	1 314	156	219	‐	1 696
Fourniture d'Énergie	2 664	1 658	42	448	11	4 824
Nucléaire	‐	2	7	12	(5)	15
Autres	3 007	4 894	93	194	383	8 571
Dont GEMS	3 007	4 884	107	41	383	8 423
TOTAL CHIFFRES D'AFFAIRES	5 860	10 856	3 584	4 218	529	25 048

NOTE 6 VENTES

L'augmentation du chiffre d'affaires de 18,1 milliards d'euros par rapport au 30 juin 2021 s'explique principalement par la hausse du prix des matières premières dans un contexte de forte volatilité notamment dans les activités de GEMS et de Fourniture d'Énergie.

6.2 Créances commerciales et autres débiteurs, actifs et passifs de contrats

6.2.1 Créances commerciales et autres débiteurs, actifs de contrats

En millions d'euros	30 juin 2022	31 déc. 2021
Créances commerciales et autres débiteurs	28 136	32 555
Dont IFRS 15	7 464	6 453
Dont non-IFRS15	20 672	26 102
Actifs de contrats	8 950	8 377
Produits à recevoir et factures à établir	7 201	6 817
Gaz et électricité en compteur (1)	1 749	1 560

(1) Net d'acomptes reçus.

Les actifs de contrat incluent notamment des produits à recevoir et factures à établir ainsi que le gaz et l'électricité livrés non relevés et non facturés dits «gaz et électricité en compteur».

6.2.2 Passifs de contrats

	30 juin 2022			31 déc. 2021
En millions d'euros	Non courant	Courant	Total	Non courant	Courant	Total
Passifs de contrats	68	3 468	3 536	68	2 671	2 739
Avances et acomptes reçus	‐	2 743	2 743	‐	1 955	1 955
Produits constatés d'avance	68	726	793	68	716	784

NOTE 7 CHARGES OPERATIONNELLES

7.1 Achats et dérivés à caractère opérationnel

En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021 (1)
Achats, et autres charges et produits sur dérivés opérationnels non qualifiés de trading (2)	(24 623)	(12 282)
Achats de services et autres (3)	(3 062)	(3 030)
ACHATS ET DÉRIVÉS À CARACTÈRE OPÉRATIONNEL	(27 685)	(15 313)

(2) Dont un produit net au 30 juin 2022 de 3 744 millions d'euros au titre du MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel (contre un produit net de 571 millions d'euros au 30 juin 2021), notamment sur certaines positions de couverture économique électricité non documentées en couverture de flux de trésorerie.
(3) Dont 27 millions d'euros (contre 24 millions d'euros au 30 juin 2021) de charges de location non incluses dans la dette de location IFRS 16, et portant essentiellement sur les redevances variables encourues dans le cadre de l'extension de la concession du Rhône à la CNR.

L'augmentation des achats et dérivés à caractère opérationnel est principalement liée aux variations des prix des matières premières sur la période.

7.2 Impôts et taxes

En millions d'euros	30 juin 2022	30 juin 2021 (1)
IMPÔTS ET TAXES	(1 520)	(903)

Les charges opérationnelles du premier semestre 2022 incluent une taxe sur les «surprofits» de 308 millions d'euros décidée par les autorités italiennes.

NOTE 8 AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES

8.1 Pertes de valeur

Notes	30 juin 2022	30 juin 2021 (1)

		(83)
		(135)
		(16)
	(23)	(234)

		21
	15	21
	(8)	(212)
	11 11	‐ (14) (9) 15

Au-delà des tests de perte de valeur annuels systématiques relatifs aux goodwill et aux immobilisations incorporelles non amortissables réalisés au second semestre, le Groupe procède à des tests ponctuels en cas d'indice de perte de valeur portant sur un goodwill, une immobilisation corporelle ou incorporelle, une participation dans une entreprise mise en équivalence ou un actif financer (cf. Note 11 «Goodwill et Immobilisations»).

8.1.1 Pertes de valeur comptabilisées au cours du premier semestre

Les pertes de valeur nettes comptabilisées au 30 juin 2022 s'élèvent à 8 millions d'euros et portent sur des actifs isolés non significatifs pris individuellement.

Les pertes de valeur nettes comptabilisées au 30 juin 2021 s'élevaient à 212 millions d'euros et portaient principalement sur des géographies ou activités non stratégiques en Amérique du Sud pour 76 millions d'euros, en Afrique pour 65 millions d'euros, en France pour 40 millions d'euros et aux États-Unis pour 27 millions d'euros.

8.2 Restructurations

Les charges de restructurations, d'un montant total de 48 millions d'euros au 30 juin 2022 (contre 77 millions d'euros au 30 juin 2021) comprennent essentiellement des frais de personnel et autres charges de restructuration.

8.3 Effets de périmètre

Au 30 juin 2022, les effets de périmètre s'élèvent à -192 millions d'euros et comprennent principalement :

un résultat de -111 millions d'euros lié à la cession d'activités Energy Solutions en Afrique et en France ;
un résultat de -107 millions d'euros lié à la variation de la valeur du dérivé incorporé de l'obligation échangeable en actions GTT ;
un résultat de 74 millions d'euros lié à la cession de 9% du capital de GTT (cf. Note 3.1.3 «Cession d'une partie de la participation d'ENGIE dans la société française Gaztransport et Technigaz SA (GTT)») ;
et diverses cessions non significatives individuellement.

Au 30 juin 2021, les effets de périmètre s'élevaient à 688 millions d'euros et comprenaient principalement :

• un résultat de 628 millions d'euros lié à la cession de 10% du capital de GTT et à la réévaluation des 30,4% restants ;

NOTE 8 AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES

un résultat de 98 millions d'euros lié à la variation de la juste valeur du complément de prix lié à la vente des activités d'ENGIE dans le gaz naturel liquéfié (GNL) en 2018 ;
et diverses cessions non significatives individuellement.

NOTE 9 RÉSULTAT FINANCIER

			30 juin			30 juin
En millions d'euros	Charges	Produits	2022	Charges	Produits	2021 (1)
Charges d'intérêts de la dette brute et des couvertures	(549)	-	(549)	(443)	-	(443)
Coût des dettes de location	(27)	‐	(27)	(17)	‐	(17)
Résultat de change sur dettes financières et couvertures	(18)	‐	(18)	‐	11	11
Inefficacité sur instruments dérivés qualifiés de couverture de juste valeur	‐	7	7	(1)	‐	(1)
Résultat sur trésorerie et équivalents de trésorerie, et instruments liquides de dette destinés aux placement de trésorerie	-	55	55	-	22	22
Coûts d'emprunts capitalisés	34	-	34	34	-	34
Coût de la dette	(560)	61	(499)	(426)	33	(393)
Soultes décaissées lors du débouclage de swaps	‐	-	‐	(73)	-	(73)
Extourne de la juste valeur négative de ces dérivés débouclés par anticipation	‐	‐	‐	‐	73	73
Résultat des opérations de restructuration de la dette et de dénouements anticipés d'instruments financiers dérivés	‐	‐	‐	(73)	73	‐
Charges d'intérêts nets sur les avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages à long terme	(44)	‐	(44)	(32)	‐	(32)
Désactualisation des autres provisions à long terme	(322)	‐	(322)	(343)	‐	(343)
Variation de juste valeur des instruments dérivés non qualifiés de couverture, résultat des déqualifications et inefficacité de couvertures économiques sur autres éléments financiers	14	‐	14	(34)	‐	(34)
Résultat des instruments de dette et des instruments de capitaux propres	(1 149)	‐	(1 149)	(4)	194	190
Produits d'intérêts sur prêts et créances au coût amorti	‐	15	15	‐	61	61
Autres	(281)	183	(98)	(130)	73	(57)
Autres produits et charges financiers	(1 781)	198	(1 584)	(542)	328	(215)
RÉSULTAT FINANCIER	(2 341)	259	(2 082)	(1 041)	433	(608)

Le coût de la dette est en hausse par rapport au 30 juin 2021 en raison notamment de la hausse des taux au Brésil et de la dépréciation de l'euro face au real brésilien.

Au 30 juin 2022, le résultat des instruments de dette et de capitaux propres d'un montant de 1 149 millions d'euros comprend principalement la dépréciation du prêt accordé à Nord Stream 2 pour un montant de -987 millions d'euros et la variation de juste valeur négative des OPCVM détenus par Synatom pour -245 millions d'euros (+118 millions d'euros au 30 juin 2021).

NOTE 10 IMPÔTS

	30 juin 2022	30 juin 2021 (1)
En millions d'euros Résultat net (A)	5 064	2 418
Charge totale d'impôt sur les bénéfices comptabilisée en résultat (B)	(1 765)	(941)
Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence y compris pertes de valeurs sur entreprises
mises en équivalence (C)	459	370
Résultat net des activités non poursuivies (D)	176	20
RÉSULTAT AVANT IMPÔT ET QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN
ÉQUIVALENCE (A)-(B)-(C)=(D)	6 194	2 969
TAUX EFFECTIF D'IMPÔT (B)/(D)	28,5%	31,7%

Le taux effectif d'impôt de 28,5% au 30 juin 2022 est notamment affecté par :

la plus-value de cession non taxable sur les titres GTT réalisée en 2022 ;
l'effet des différentiels de taux d'imposition entre pays ;
l'effet de la non-déductibilité de la contribution fiscale extraordinaire votée en Italie en 2022 ;
les pertes non fiscalisées sur instruments financiers, notamment en Belgique, partiellement compensées par les gains non taxés dans d'autres géographies.

Le taux effectif d'impôt de 31,7% au 30 juin 2021 s'expliquait par les éléments suivants :

la plus-value de cession non taxable sur les titres GTT réalisée en 2021 ;
l'évolution défavorable de certains contentieux fiscaux ;
l'effet sur les positions d'impôts différés de la hausse du taux d'impôt futur sur les résultats votée au Royaume-Uni ;
les pertes non fiscalisées, notamment en Belgique.

Le Groupe n'a pas enregistré d'impacts significatifs au titre de la mise à jour des prévisions de moyen et long terme soustendant la valeur recouvrable des actifs d'impôt différé.

NOTE 11 GOODWILL ET IMMOBILISATIONS

		Immobilisations	Immobilisations
En millions d'euros	Goodwill	incorporelles	corporelles
VALEUR BRUTE
Au 31 décembre 2021	23 628	19 697	108 355
Acquisitions et constructions d'immobilisations	2	667	3 326
Cessions d'immobilisations et mises au rebut	(1)	(217)	(394)
Variations de périmètre	(90)	(26)	(45)
Transfert en «Actifs classés comme détenus en vue de la vente»	(50)	(6)	(128)
Autres variations	47	(202)	(231)
Écarts de conversion	215	248	2 094
AU 30 JUIN 2022	23 750	20 161	112 976
AMORTISSEMENTS ET PERTES DE VALEUR
Au 31 décembre 2021	(10 829)	(12 913)	(57 277)
Dotations aux amortissements	‐	(487)	(1 719)
Pertes de valeur	‐	(5)	(10)
Cessions d'immobilisations et mises au rebut	‐	199	331
Variations de périmètre	86	24	(88)
Transfert en «Actifs classés comme détenus en vue de la vente»	(1)	(3)	(59)
Autres variations	‐	53	96
Écarts de conversion	(1)	(85)	(758)
AU 30 JUIN 2022	(10 745)	(13 217)	(59 482)
VALEUR NETTE COMPTABLE
Au 31 décembre 2021	12 799	6 784	51 079
AU 30 JUIN 2022	13 005	6 944	53 494

Au premier semestre 2022, l'augmentation nette des «Goodwill», «Immobilisations corporelles» et «Immobilisations incorporelles» s'explique essentiellement par :

des investissements de maintenance et de développement pour un total de 2 924 millions d'euros, qui concernent principalement des constructions et développements de parcs éoliens et champs solaires aux États-Unis, en France, au Chili et au Brésil, ainsi que des extensions et maintenances de réseaux de transport et de distribution principalement dans le secteur Infrastructures France et des investissements dans le secteur de Energy Solutions en France et aux États-Unis ;
la comptabilisation du droit d'utilisation relatif à l'extension de la concession du Rhône à la CNR pour 775 millions d'euros ;
et des effets de change positifs pour 1 713 millions d'euros, liés principalement à l'appréciation du dollar américain (1 103 millions d'euros) et du real brésilien (530 millions d'euros) ;

partiellement compensée par :

des dotations aux amortissements pour un total de -2 206 millions d'euros ;
des variations de périmètre pour -134 millions d'euros résultant principalement des cessions partielles dans le cadre des DBSO (1) dans le secteur des énergies renouvelables en France pour -127 millions d'euros ;
des pertes de valeur pour -14 millions d'euros (cf. Note 8.1 «Pertes de valeur») ;
l'impact de la première l'application de la décision de l'IFRS IC de mars 2021, relative au traitement comptable des coûts de configuration et de personnalisation des logiciels en mode SaaS (Software as a Service) pour -134 millions d'euros dans les immobilisations incorporelles (cf. Note 1.1 «Référentiel et méthodes comptables»).

Les goodwill du Groupe font l'objet d'un test de valeur au moins une fois par an mais également en cas d'indice de perte de valeur.

⁽¹⁾ Develop, Build, Share and Operate, modèle utilisé dans les énergies renouvelables et reposant sur la rotation continue des capitaux employés.

NOTE 11 GOODWILL ET IMMOBILISATIONS

Sur le premier semestre de l'exercice, le Groupe n'a pas relevé de risque de dépréciation des goodwill. Le contexte de prix actuel demeure favorable pour les actifs de génération merchant outright tels que les centrales nucléaires, thermiques et hydroélectriques.

Par ailleurs, concernant les annonces du gouvernement belge en mars 2022 et relatives à l'extension envisagée d'une partie du parc des centrales nucléaires au-delà de 2025, le Groupe a signé, le 21 juillet 2022, une lettre d'intention non engageante afin d'évaluer la faisabilité et les conditions d'une prolongation des unités nucléaires Doel 4 et Tihange 3. À ce stade des échanges, il n'est pas possible d'en tirer de conséquences comptables, notamment sur la valeur des actifs ainsi que des Unités Génératrices de Trésorerie concernées.

NOTE 12 INSTRUMENTS FINANCIERS

12.1 Actifs financiers

Les différentes catégories d'actifs financiers ainsi que leur ventilation entre la part non courante et courante sont présentées dans le tableau ci-après :

		30 juin 2022			31 déc. 2021
		Non			Non
En millions d'euros	Notes	courant	Courant	Total	courant	Courant	Total
Autres actifs financiers	11.1	10 635	1 766	12 401	10 949	2 495	13 444
Instruments de capitaux propres à la juste valeur par capitaux propres		1 460	‐	1 460	2 344	‐	2 344
Instruments de capitaux propres à la juste valeur par résultat		256	‐	256	483	‐	483
Instruments de dette à la juste valeur par capitaux propres		2 001	206	2 207	2 157	104	2 261
Instruments de dette à la juste valeur par résultat		1 279	387	1 666	1 794	395	2 189
Prêts et créances au coût amorti (1)		5 639	1 174	6 813	4 171	1 996	6 167
Créances commerciales et autres débiteurs	5.2	‐	28 136	28 136	‐	32 556	32 556
Actifs de contrats	5.2	35	8 915	8 950	34	8 344	8 377
Trésorerie et équivalents de trésorerie		‐	14 655	14 655	‐	13 890	13 890
Instruments financiers dérivés	11.4	44 153	42 887	87 040	25 616	19 373	44 989
TOTAL		54 823	96 359	151 183	36 599	76 657	113 256

(1) Les prêts et créances au coût amorti sont impactés au 30 juin 2022 par la dépréciation du prêt relatif au financement du projet de gazoduc Nord Stream 2 pour 987 millions d'euros (cf. Note 13.2.2 «Pertes de valeurs attendues sur créances commerciales et autres débiteurs, actifs de contrat et sur prêts et créances au coût amorti» et Note 9 «Résultat financier»).

12.1.1 Autres actifs financiers

La variation des instruments de capitaux propres et de dette à la juste valeur entre le 31 décembre 2021 et le 30 juin 2022 est présentée ci-après :

Instruments de capitaux propres à la juste valeur

	Instruments de capitaux propres à la juste valeur par	Instruments de capitaux propres à la juste valeur
En millions d'euros	capitaux propres	par résultat	Total
AU 31 DECEMBRE 2021	2 344	483	2 827
Acquisitions	170	44	214
Cessions	(598)	(263)	(860)
Variations de juste valeur	(444)	(5)	(449)
Variations de périmètre, change et divers	(11)	(4)	(15)
AU 30 JUIN 2022	1 460	256	1 716
Dividendes	‐	2	2

Les instruments de capitaux propres détenus par le Groupe s'élèvent à 1 716 millions d'euros au 30 juin 2022, dont 908 millions d'euros d'instruments cotés.

Ils comprennent entre autres la participation minoritaire du Groupe dans Nord Stream AG qui a été ramenée à 305 millions d'euros en diminution de 259 millions d'euros par rapport au 31 décembre 2021 compte tenu du profil de risque accru de Gazprom, client unique de la société. Ce changement de juste valeur de l'actif n'impacte pas le compte de résultat de la période et est porté directement en diminution des autres éléments du résultat global.

La ligne «Cessions» inclut notamment la cession de la participation résiduelle de 1,8% dans SUEZ pour -227 millions d'euros.

Instruments de dette à la juste valeur

	Instruments de dette à la juste valeur par	Instruments liquides de dette destinés au placement de la trésorerie à la juste valeur par capitaux	Instruments de dette à la juste valeur par	Instruments liquides de dette destinés au placement de la trésorerie à la juste valeur
En millions d'euros	capitaux propres	propres	résultat	par résultat	Total
AU 31 DECEMBRE 2021	2 260	1	1 593	595	4 450
Acquisitions	971	16	1 206	‐	2 193
Cessions	(725)	‐	(1 477)	‐	(2 201)
Variations de juste valeur	(301)	‐	(244)	(8)	(553)
Variations de périmètre, change et divers	‐	(16)	‐	‐	(16)
AU 30 JUIN 2022	2 206	1	1 078	588	3 872

Les instruments de dette à la juste valeur au 30 juin 2022 comprennent essentiellement les obligations et OPCVM détenus par Synatom pour 3 238 millions d'euros, et des instruments liquides venant en réduction de l'endettement financier net pour 589 millions d'euros (respectivement 3 806 millions d'euros et 596 millions d'euros au 31 décembre 2021).

12.1.2 Trésorerie et équivalents de trésorerie

Le poste «Trésorerie et équivalents de trésorerie» s'élève à 14 655 millions d'euros au 30 juin 2022 contre 13 890 millions d'euros au 31 décembre 2021.

Ce poste comprend notamment les fonds levés dans le cadre de l'émission des «obligations vertes» (cf. chapitre 5 du Document d'enregistrement universel 2021) et non encore alloués à des projets éligibles.

Il comprend également un montant de disponibilités soumises à restriction de 76 millions d'euros au 30 juin 2022 contre 172 millions d'euros au 31 décembre 2021. Ces disponibilités soumises à restriction sont constituées notamment de 52 millions d'euros de disponibilités réservées à la couverture du paiement d'engagements financiers dans le cadre de financements de projets de certaines filiales.

Le résultat enregistré sur le poste «Trésorerie et équivalents de trésorerie» au 30 juin 2022 s'établit à 58 millions d'euros contre 15 millions d'euros au 30 juin 2021.

12.2 Passifs financiers

Les différents passifs financiers au 30 juin 2022 ainsi que la ventilation entre leur part non courante et courante sont présentés dans le tableau ci-après :

			30 juin 2022		31 déc. 2021
En millions d'euros	Notes	Non courant	Courant	Total	Non courant	Courant	Total
Emprunts	12.3	28 714	13 331	42 044	30 458	10 590	41 048
Fournisseurs et autres créanciers		‐	33 658	33 658	‐	32 822	32 822
Passifs de contrats	6.2	68	3 468	3 536	68	2 671	2 739
Instruments financiers dérivés	12.4	34 641	44 004	78 645	24 228	22 702	46 931
Autres passifs financiers		96	‐	96	108	‐	108
TOTAL		63 518	94 462	157 979	54 863	68 785	123 648

12.3 Endettement financier net

12.3.1 Endettement financier net par nature

		30 juin 2022			31 déc. 2021
		Non			Non
En millions d'euros		courant	Courant	Total	courant	Courant	Total
Emprunts	Emprunts obligataires	22 065	4 516	26 581	24 035	2 205	26 240
	Emprunts bancaires	4 001	1 393	5 394	3 829	1 977	5 806
	Titres négociables à court terme	‐	5 531	5 531	‐	4 962	4 962
	Dettes de location	2 565	312	2 877	1 709	334	2 043
	Autres emprunts (1)	83	789	872	885	613	1 498
	Découverts bancaires et comptes courants de trésorerie	‐	790	790	‐	499	499
	TOTAL EMPRUNTS	28 714	13 331	42 044	30 458	10 590	41 048
Autres actifs financiers	Autres actifs financiers venant en réduction de l'endettement financier net (2)	(264)	(924)	(1 187)	(251)	(1 369)	(1 621)
Trésorerie et équivalents de
trésorerie	Trésorerie et équivalents de trésorerie	‐	(14 655)	(14 655)	‐	(13 890)	(13 890)
Instruments financiers	Instruments financiers dérivés relatifs à la dette (3)	207	(89)	118	(147)	(41)	(187)
dérivés ENDETTEMENT FINANCIER NET		28 656	(2 336)	26 320	30 060	(4 710)	25 350

(1) Ce poste comprend la revalorisation de la composante taux des dettes dans le cadre d'une stratégie de couverture de juste valeur pour -60 millions d'euros, les appels de marge sur dérivés de couverture de la dette positionnés au passif pour 557 millions d'euros, et l'impact du coût amorti pour 75 millions d'euros (contre respectivement 227, 269, et 99 millions d'euros au 31 décembre 2021).

(2) Comprend notamment les actifs liés au financement pour 140 millions d'euros, les instruments liquides de dette destinés aux placements de trésorerie pour 589 millions d'euros et les appels de marge sur dérivés de couverture de la dette positionnés à l'actif pour 459 millions d'euros (contre respectivement 47, 596 et 977 millions d'euros au 31 décembre 2021).

(3) Il s'agit de la composante taux de la juste valeur des instruments dérivés rentrant dans une relation de couverture de juste valeur de la dette, ainsi que des composantes change et intérêts courus non échus de la juste valeur de l'ensemble des instruments dérivés relatifs à la dette, qualifiés ou non de couverture.

La juste valeur des emprunts (hors dettes de location) s'élève au 30 juin 2022 à 37 522 millions d'euros, pour une valeur comptable de 39 154 millions d'euros.

Les produits et charges financiers relatifs à la dette financière sont présentés dans la Note 9 «Résultat financier».

12.3.2 Description des principaux événements de la période

12.3.2.1 Incidence des variations de périmètre et des variations de change sur l'évolution de l'endettement financier net

Au cours du premier semestre 2022, les variations de change se sont traduites par une augmentation de l'endettement financier net de 600 millions d'euros, dont +382 millions d'euros sur le real brésilien et +209 millions d'euros sur le dollar américain.

L'extension de la concession de la Compagnie Nationale du Rhône pour une durée de vingt ans s'est traduit par une augmentation des dettes de location de 775 millions d'euros au premier semestre 2022.

Les variations de périmètre (y compris effet cash des acquisitions et cessions) ont généré une augmentation de l'endettement financier net de 153 millions d'euros. Cette évolution provient pour l'essentiel des éléments suivants :

• des cessions d'actifs réalisées sur la période qui se traduisent par une réduction de l'endettement financier net de 1 028 millions d'euros, incluant notamment le complément de prix lié à la cession d'une partie de la participation dans la société SUEZ, la cession de la participation résiduelle dans la société SUEZ, la cession d'une partie de la participation dans la société Gaztransport & Technigaz SA (GTT) (cf. Note 3.1 «Cessions réalisées au cours du premier semestre 2022») ;

• des acquisitions réalisées sur le premier semestre qui se traduisent par une augmentation de l'endettement financier net de 1,2 milliard d'euros, portant principalement sur l'acquisition d'Eolia Renovables et sur le financement des activités d'éolien en mer du Groupe (cf. Note 3.3 «Acquisitions réalisées au cours du premier semestre 2022»).

12.3.2.2 Opérations de financement et de refinancement

Le Groupe a effectué les principales opérations suivantes au cours du premier semestre 2022 :

ENGIE SA :

• les 9, 10 et 11 mars 2022, ENGIE SA a procédé à des tirages sur des lignes bilatérales pour un montant total de 1 485 millions d'euros, pour une durée d'un mois. Le remboursement a eu lieu le 11 avril 2022 ;

Autres entités du Groupe :

en janvier, mars et avril 2022, la Compagnie Nationale du Rhône a procédé au remboursement de lignes de crédit net de tirages pour un montant total de 575 millions d'euros ;
en juin 2022, la Compagnie Nationale du Rhône a procédé au remboursement à l'échéance d'un emprunt bancaire de 300 millions d'euros ;
en mai 2022, ENGIE Brasil Energia a remboursé à l'échéance trois emprunts bancaires pour un montant total de 233 millions d'euros.

12.4 Instruments financiers dérivés

Les instruments financiers dérivés à l'actif et au passif sont évalués à la juste valeur et s'analysent comme suit :

	30 juin 2022					31 déc. 2021
		Actifs			Passifs			Actifs			Passifs
En millions d'euros	Non courant	Courant	Total	Non courant	Courant	Total	Non courant	Courant	Total	Non courant	Courant	Total
Instruments financiers dérivés relatifs à la dette	211	280	491	417	191	609	370	130	501	224	89	313
Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières	42 657	42 539	85 196	33 098	43 545	76 643	24 474	19 190	43 664	22 335	22 507	44 842
Instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments (1)	1 285	68	1 353	1 125	268	1 393	772	52	824	1 670	106	1 775
TOTAL	44 153	42 887	87 040	34 641	44 004	78 645	25 616	19 373	44 989	24 228	22 702	46 931

(1) Les instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments comprennent principalement la composante taux des instruments dérivés de couverture (non qualifiés de couverture ou qualifiés de couverture de flux de trésorerie), qui sont exclus de l'agrégat endettement financier net, ainsi que les instruments de couverture d'investissement net.

Au 30 juin 2022, les instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments, au passif, comprennent notamment la juste valeur de l'option incorporée à l'obligation échangeable en actions GTT pour un montant de 163 millions d'euros.

Le montant net des instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières présenté dans l'état de la situation financière est déterminé après la prise en compte des accords de compensation répondant aux critères énoncés au paragraphe 42 d'IAS 32. Compte tenu de l'augmentation significative des prix des matières premières, cette compensation génère des effets importants au bilan en 2022 de l'ordre de 68,7 milliards d'euros et porte principalement sur des dérivés OTC conclus avec des contreparties pour lesquelles les conditions contractuelles prévoient un règlement net des transactions ainsi qu'un accord de collatérisation (appels de marge).

La hausse du solde des instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières est liée à la volatilité extrême des prix des matières premières intervenue au cours du premier semestre 2022, ces dérivés ont pour échéance principalement 2022 et 2023.

12.4.1 Classification des instruments financiers et juste valeur par niveau

Les instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières classés en niveau 3 représentent un montant d'environ 7,0 milliards d'euros à l'actif et 5,4 milliards d'euros au passif et comprennent principalement des contrats d'approvisionnement long terme de gaz et des contrats d'électricité évalués à la juste valeur par résultat. En raison des incertitudes géopolitiques, la juste valeur des contrats souscrits auprès des fournisseurs russes tient compte d'un risque d'interruption d'approvisionnement.

Au cours du premier semestre 2022, le Groupe n'a procédé à aucun changement significatif de classification d'instruments financiers et n'a constaté aucun transfert significatif entre différents niveaux de juste valeur.

12.5 Titres super-subordonnés

Le Groupe a mis en paiement des coupons d'intérêts pour un montant de 51 millions d'euros.

Conformément aux dispositions d'IAS 32 – Instruments financiers – Présentation, et compte tenu de leurs caractéristiques, ces instruments sont comptabilisés en capitaux propres dans les états financiers consolidés du Groupe (cf. «État des variations des capitaux propres»).

NOTE 13 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS

Le Groupe utilise principalement des dérivés pour couvrir son exposition aux risques de marché. La gestion des risques financiers est présentée dans le chapitre 2 «Facteurs de risque et contrôle» du Document d'enregistrement universel 2021.

13.1 Risques de marché

13.1.1 Risques de marché sur matières premières

13.1.1.1 Activités de portfolio management

Les sensibilités du portefeuille d'instruments financiers dérivés sur matières premières utilisés dans le cadre des activités de portfolio management au 30 juin 2022 sont présentées dans le tableau ci-après. Compte tenu de l'augmentation et de la volatilité significatives des prix des matières premières intervenues sur les marchés, impactant plus particulièrement la zone européenne depuis plusieurs mois, les hypothèses de prix pour le gaz naturel et l'électricité en Europe ont été revues à la hausse pour 2022. Ces sensibilités ont été établies dans le contexte actuel d'incertitude.

Ces nouvelles hypothèses ne constituent pas une estimation des prix de marché futurs et ne sont par ailleurs pas représentatives des évolutions futures du résultat et des capitaux propres du Groupe dans la mesure, notamment, où elles ne comprennent pas les sensibilités des contrats d'achat et de vente de matières premières sous-jacents, non comptabilisés en juste valeur.

Analyse de sensibilité (1)

		30 juin 2022		31 déc. 2021
En millions d'euros	Variations de prix	Impact sur le résultat avant impôts	Impact sur les autres éléments du résultat global avant impôts	Impact sur le résultat avant impôts	Impact sur les autres éléments du résultat global avant impôts
Produits pétroliers	+10 \$US/bbl	‐	109	19	159
Gaz naturel - Europe (2)	-10 €/MWh	(457)	(1 208)	N/A	N/A
Gaz naturel - Europe (2)	+10 €/MWh	457	1 208	246	588
Gaz naturel - Reste du monde (2)	+3 €/MWh	101	164	52	35
Electricité - Europe (2)	-20 €/MWh	58	226	N/A	N/A
Electricité - Europe (2)	+20 €/MWh	(58)	(226)	(73)	(49)
Electricité - Reste du monde (2)	+5 €/MWh	(95)	‐	(37)	‐
Droits d'émission de gaz à effet de serre	+2 €/ton	(159)	1	(134)	‐
EUR/USD	+10%	(151)	(117)	16	83
EUR/GBP	+10%	(73)	8	(49)	(6)

(1) Les sensibilités, présentées ci-dessus, portent uniquement sur les instruments financiers dérivés sur matières premières utilisés à des fins de couverture dans le cadre des activités de portfolio management.

(2) En 2021, l'impact correspond à une sensibilité de +3€/MWh pour le gaz et +5€/MWh pour l'électricité. À noter que pour juin 2022 et par rapport aux sensibilités présentées, des variations de prix plus extrêmes à la hausse comme à la baisse, bien que difficilement quantifiables, pourraient intervenir en cas d'interruption de l'approvisionnement en gaz russe ou dans l'hypothèse d'un arrêt de la guerre en Ukraine. Par exemple, un changement de prix à la hausse (à la baisse) de 50€/MWh pour le gaz naturel et 100€/MWh pour l'électricité impacterait les sensibilités de l'ordre de +8,3 milliards d'euros (-8,3 milliards d'euros) et -1,3 milliard d'euros (+1,3 milliard d'euros), respectivement sur le gaz naturel et l'électricité.

L'augmentation significative en 2022 des prix de marché des matières premières a contribué à des variations importantes de la juste valeur de nos instruments financiers, impactant le compte de résultat (cf. Note 7 «Charges opérationnelles») ainsi que les autres éléments du résultat global du Groupe (cf. «Etat du résultat global»).

13.1.1.2 Activités de trading

La quantification du risque de marché des activités de trading par la Value at Risk (VaR) fournit une mesure du risque, tous marchés et produits confondus. La VaR représente la perte potentielle maximale sur la valeur d'un portefeuille compte tenu d'un horizon de détention et d'un intervalle de confiance. La VaR ne constitue pas une indication des résultats attendus mais fait l'objet d'un backtesting régulier.

Le Groupe utilise un horizon de détention de 1 jour et un intervalle de confiance de 99% pour le calcul de la VaR. Ce dispositif est complété par un scénario de stress tests, conformément aux exigences de la réglementation bancaire.

La VaR présentée ci-après correspond aux VaR globales des entités de trading du Groupe. L'augmentation de la VaR reflète la hausse exceptionnelle et la volatilité significative des prix des marchés de matières premières intervenues en 2022.

Value at Risk

En millions d'euros	30 juin 2022	2022 moyenne (1)	Maximum 2022 (2)	Minimum 2022 (2)	2021 moyenne (1)
Activités de trading	36	28	149	8	10

(1) Moyenne des VaR quotidiennes.

(2) Maximum et minimum observés des VaR quotidiennes en 2022.

13.1.2 Risque de change et de taux d'intérêt

13.1.2.1 Risque de change

L'analyse de sensibilité du résultat financier au risque de change (hors impact de conversion du résultat des entités étrangères) a été établie sur la base de l'ensemble des instruments financiers gérés par la trésorerie et présentant un risque de change (y compris les instruments financiers dérivés).

L'analyse de sensibilité des capitaux propres au risque de change a été établie sur la base de l'ensemble des instruments financiers qualifiés de couverture d'investissement net à la date de clôture.

Pour le risque de change, la sensibilité correspond à une variation des cours de change des devises contre l'euro de plus ou moins 10% par rapport au cours de clôture.

	30 juin 2022
	Impact sur le résultat			Impact sur les capitaux propres
En millions d'euros	+10% (1)	-10% (1)	+10% (1)	-10% (1)
Expositions libellées dans une autre devise que la devise fonctionnelle des sociétés les portant dans leurs états de situation financière (2)	(3)	3	NA	NA
Instruments financiers (dettes et dérivés) qualifiés de couvertures d'investissement net (3)	NA	NA	353	(353)

(1) +(-)10% : dépréciation (appréciation) de 10% de l'ensemble des devises face à l'euro.

(2) Hors dérivés qualifiés de couvertures d'investissement net.

(3) Cette variation est compensée par un effet de sens inverse sur l'investissement net en devises couvert.

13.1.2.2 Risque de taux d'intérêt

L'analyse de sensibilité a été établie sur la base de la situation de l'endettement net (y compris instruments financiers dérivés de taux d'intérêt et de change liés à la dette nette) à la date de clôture.

Pour le risque de taux d'intérêt, la sensibilité correspond à une variation de la courbe de taux de plus ou moins 100 points de base par rapport aux taux d'intérêt en vigueur à la date de clôture.

	30 juin 2022
	Impact sur le résultat		Impact sur les capitaux propres
En millions d'euros	+100 points de base	-100 points de base	+100 points de base	-100 points de base
Charge nette d'intérêts sur le nominal de la dette nette à taux variable et les jambes à taux variable des dérivés	(17)	14	NA	NA
Variation de juste valeur des dérivés non qualifiés de couverture	29	(43)	NA	NA
Variation de juste valeur des dérivés de couverture de flux de trésorerie	NA	NA	402	(479)

Dans le cadre de la réforme des taux d'intérêts de référence, le groupe, a au cours du premier semestre 2022, référencé l'intégralité des nouveaux contrats de financements libellés en USD sur l'indice SOFR. Engie prévoit également d'aligner ses contrats dérivés sur ce même indice. Toutefois, la transition des contrats de financements et de dérivés existants indexés sur Libor US s'effectuera d'ici juin 2023, date d'arrêt prévisionnelle de publication du Libor US.

Par ailleurs, aucun impact n'est attendu par le Groupe dans le cadre de cette transition.

13.2 Risque de contrepartie

13.2.1 Risque de contrepartie lié à l'utilisation d'instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières

Dans le cas des instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières, le risque de contrepartie est inhérent à la juste valeur positive des dérivés. Le risque de contrepartie est dès lors pris en compte lors du calcul de la juste valeur de ces instruments dérivés.

L'extrême volatilité des prix des matières premières n'a pas significativement modifié l'exposition du Groupe en raison de la qualité de crédit de ses contreparties.

Le pourcentage de l'exposition crédit des contreparties «Investment Grade» est de 80% au 30 juin 2022.

13.2.2 Pertes de valeurs attendues sur créances commerciales et autres débiteurs, actifs de contrat et sur prêts et créances au coût amorti

Le Groupe a maintenu le suivi des encaissements et du risque de défaillance dans ses activités BtoB, BtoC et Energy Management. Les taux de provisionnement de ces entités tiennent compte de l'incertitude créée par l'augmentation significative du prix des matières premières.

Créances commerciales et autres débiteurs, actifs de contrat

		30 juin 2022			31 déc. 2021
En millions d'euros	Brut (1)	Pertes de valeur attendues	Net	Brut (1)	Pertes de valeur attendues	Net
Créances commerciales et autres
débiteurs	18 068	(1 344)	16 724	20 128	(1 367)	18 760
Actifs de contrats	8 995	(45)	8 950	8 393	(16)	8 377
TOTAL	27 063	(1 389)	25 674	28 521	(1 384)	27 137

(1) Le total des encours (hors appels de marge) comprend également certains éléments (notamment la TVA) non sujets au risque de crédit.

Au 30 juin 2022, le Groupe n'a pas reconnu de pertes de valeur attendues significatives au compte de résultat.

Prêts et créances au coût amorti

En millions d'euros	30 juin 2022	31 déc. 2021
Brut (1)	7 143	4 971
Pertes de valeur attendues	(1 231)	(226)
TOTAL	5 912	4 745

(1) Le total des encours (hors appels de marge et impacts du coût amorti) comprend également certains éléments (notamment la TVA) non sujets au risque de crédit.

Au 30 juin 2022, le Groupe a déprécié le prêt relatif au financement du projet de gazoduc Nord Stream 2 pour un montant total de 987 millions d'euros (y compris intérêts capitalisés).

13.3 Risque de liquidité

Dans le cadre de son exploitation, le Groupe est exposé à un risque de liquidité. Aux risques inhérents à la gestion du besoin en fonds de roulement (BFR) viennent s'ajouter les appels de marge requis par certaines activités de marché, qui sont un moyen d'atténuer, par le biais de sûretés, le risque de contrepartie sur les instruments de couverture. Compte tenu de la forte volatilité actuelle des marchés, ces appels de marge peuvent produire des effets temporels significatifs sur la position de trésorerie du Groupe. Dans le cadre de son dispositif de pilotage et de suivi du risque de liquidité, le Groupe a fait émettre davantage de lettres de crédit et a également eu recours à des swaps de liquidité pour maitriser ces impacts sur sa trésorerie.

Diversification des sources de financement et liquidité

En millions d'euros

(1) Net des titres négociables à court terme.
(2) Trésorerie composée de la trésorerie et équivalents de trésorerie pour 14 655 millions d'euros, des autres actifs financiers venant en réduction de l'endettement financier net pour 589 millions d'euros, net des découverts bancaires et comptes courants de trésorerie pour 787 millions d'euros, dont 63% placés en zone euro.

13.3.1 Flux contractuels non actualisés relatifs aux activités financières

						Au-delà	Total au 30	Total au 31
En millions d'euros	2022	2023	2024	2025	2026	de 5 ans	juin 2022	déc. 2021
Emprunts obligataires	2 227	2 522	1 161	2 097	2 375	16 199	26 581	26 240
Emprunts bancaires	761	666	355	435	226	2 951	5 394	5 806
Titres négociables à court terme	5 432	99	‐	‐	‐	‐	5 531	4 962
Dettes de location	173	142	371	278	235	1 999	2 877	2 043
Autres emprunts	12	117	34	38	30	70	300	903
Découverts bancaires et comptes courants de
trésorerie	790	‐	‐	‐	‐	‐	790	499

Flux contractuels non actualisés sur l'encours des emprunts par date de maturité

Les autres actifs financiers et trésorerie et équivalents de trésorerie venant en réduction de l'endettement financier net ont une liquidité inférieure à 1 an.

Flux contractuels non actualisés relatifs aux contrats de location

Au 30 juin 2022, le Groupe en tant que preneur est potentiellement exposé à des sorties de trésorerie futures non prises en compte lors de l'évaluation des passifs locatifs à hauteur de 869 millions d'euros (dont environ 88% sont relatifs à des engagements potentiels au-delà de 2026). Ce montant concerne des contrats de location qui n'ont pas encore pris effet (essentiellement des locations immobilières et de méthaniers).

De plus, le Groupe est également exposé à des sorties de trésorerie futures, sous la forme de paiements de loyers variables, dans le cadre de l'extension de la concession du Rhône. Ces loyers variables sont fonction des recettes résultant des ventes d'électricité.

Facilités de crédit confirmées non utilisées

En millions d'euros	2022	2023	2024	2025	2026	Au-delà de 5 ans	Total au 30 juin 2022	Total au 31 déc. 2021
Programme de facilités de crédit confirmées non utilisées	2 061	1 535	715	5 369	3 966	494	14 140	13 072

Parmi ces programmes disponibles, 5 531 millions d'euros sont affectés à la couverture des titres négociables à court terme émis.

Au 30 juin 2022, une contrepartie représentait temporairement plus de 5% des programmes de lignes de crédit confirmées non tirées.

NOTE 14 PROVISIONS

En millions d'euros	Avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages long terme	Gestion de l'aval du cycle nucléaire et Démantèlement des installations nucléaires	Démantèlement des installations Hors nucléaires	Autres risques	Total
AU 31 DÉCEMBRE 2021	7 000	15 119	1 172	2 169	25 459
Dotations (1)	208	95	(9)	206	499
Reprises pour utilisation (1)	(282)	(66)	(33)	(252)	(632)
Reprises pour excédent (1)	‐	‐	‐	(69)	(69)
Variation de périmètre	2	‐	15	(9)	8
Effet de la désactualisation	41	218	13	1	272
Écarts de change	16	‐	35	9	60
Autres	(2 032)	‐	(35)	39	(2 028)
AU 30 JUIN 2022	4 951	15 365	1 159	2 094	23 569
Non courant	5 170	15 156	1 158	375	21 859
Courant	(219)	210	‐	1 720	1 712

(1) Les dotations nettes aux provisions des activités d'EQUANS sont comptabilisées sur la ligne «Résultat net des activités non poursuivies» du compte de résultat pour -33 millions d'euros au 30 juin 2022.

L'analyse par nature des provisions et les principes applicables à leurs modalités de calcul sont décrits dans les états financiers consolidés au 31 décembre 2021.

L'effet de la désactualisation portant sur les avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages long terme correspond à la charge d'intérêts sur la dette actuarielle, nette des produits d'intérêts des actifs de couverture.

La ligne «Autres» se compose essentiellement des écarts actuariels générés en 2022 sur les avantages postérieurs à l'emploi, lesquels sont comptabilisés en «Autres éléments du résultat global», ainsi que des provisions constatées en contrepartie d'un actif de démantèlement ou de remise en état de site.

14.1 Avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages long terme

L'augmentation des taux d'actualisation et d'inflation constatée au premier semestre 2022, en hausse respectivement d'environ 200 et 50 points, s'est traduite par une diminution de 2 028 millions d'euros de ces engagements par rapport au 31 décembre 2021. Par ailleurs, le montant des actifs nets s'établit à 406 millions d'euros au 30 juin 2022, en hausse de 334 millions d'euros par rapport au 31 décembre 2021.

14.2 Obligations relatives aux installations de production nucléaire

14.2.1 Provisions pour la gestion de l'aval de cycle et pour le démantèlement des sites de production nucléaire

Au 30 juin 2022, l'évaluation des provisions pour la gestion de l'aval du cycle et pour le démantèlement des sites de production nucléaire repose comme précédemment sur le scénario industriel et l'ensemble des hypothèses techniques et financières qui ont été approuvées par la Commission des provisions nucléaires (CPN) le 12 décembre 2019.

Conformément à la loi du 11 avril 2003, la Commission des provisions nucléaires procèdera au cours du second semestre à la révision triennale des provisions nucléaires sur la base du dossier qui lui sera transmis par Synatom, filiale du Groupe, en septembre 2022.

NOTE 14 PROVISIONS

Les effets des nouvelles hypothèses techniques et financières constitutives du dossier à déposer restent, à date, en cours d'instruction par le Groupe, en particulier :

de nouvelles redevances pour la gestion et l'entreposage des déchets de haute activité et/ou de longue durée de vie ainsi que des déchets de faible activité et de courte durée de vie ont été approuvées par le Conseil d'Administration de l'Organisme National des Déchets Radioactifs et des matières fissiles enrichies (ONDRAF) en date du 28 mai 2022 sur base de scénarios techniques ajustés aux dernières études de sûreté. Elles se traduisent par une augmentation des redevances, en particulier pour les déchets de faible activité et de courte durée de vie, dont l'impact sur les passifs se rapportant aux déchets opérationnels ou ceux issus du démantèlement reste en cours d'évaluation au regard des autres hypothèses nécessaires, notamment les volumes, les dates de transfert, les marges pour aléas et les taux d'actualisation ;
en matière de coûts de gestion de l'aval du cycle du combustible nucléaire, les scénarios industriels d'entreposage, de transport et de conditionnement sont en cours de mise à jour et de ré-optimisation. Il en est de même pour les modalités de prise en charge des éléments combustibles issus du retraitement, leur coût unitaire et une nouvelle planification des opérations y afférant ;
en ce qui concerne les coûts de démantèlement, les exigences de sûreté nucléaire précisées avec l'Agence fédérale de contrôle nucléaire pour les premières unités mises à l'arrêt en 2022-2023, l'inflation courante, les retours d'expérience ainsi que les modalités d'exécution des opérations de démantèlement et les inventaires physiques restent à préciser ;
les taux d'actualisation, différenciés entre engagements de démantèlement et d'aval du cycle, seront adaptés afin de tenir compte des caractéristiques propres à chacune des provisions, notamment en matière de duration.

Dans l'attente de la finalisation du dossier technique et financier par Synatom et de sa transmission pour validation par la Commission des provisions nucléaires, le Groupe considère que les informations disponibles, pour la plupart parcellaires ou non définitives et toujours en cours d'analyse, ne permettent pas d'apprécier, à date et de manière pertinente, les effets qu'elles emporteraient sur le montant des provisions pour la gestion de l'aval du cycle et pour le démantèlement des sites de production nucléaire.

Par conséquent, ces provisions restent évaluées, au 30 juin 2022, sur la base des hypothèses décrites dans la Note 20.2 «Obligations relatives aux installations de production nucléaire» des états financiers consolidés au 31 décembre 2021.

Les provisions nucléaires sont sensibles aux hypothèses de coûts, de calendrier des opérations et d'engagement des dépenses, ainsi qu'aux taux d'actualisation. Aussi, la modification de ces paramètres, telle qu'elle est susceptible de résulter en fin d'année 2022 du processus de révision triennale, peut conduire à une modification significative des provisions comptabilisées.

S'agissant des provisions liées à la gestion de l'aval du cycle du combustible nucléaire, les principales sensibilités concernent :

un doublement du coût du retraitement, dans l'hypothèse d'un maintien du scénario mixte de retraitement et d'évacuation directe, se traduirait par une hausse des provisions de l'ordre de 900 millions d'euros. En revanche, un scénario basé sur une évacuation directe de 100% des déchets, sans retraitement, conduirait, toutes choses égales par ailleurs et notamment sans modification des marges pour aléas, à une diminution d'environ 600 millions d'euros ;
l'impact d'une variation du taux d'actualisation de 10 points de base est susceptible d'entraîner une modification du solde des provisions pour la gestion de l'aval du cycle du combustible nucléaire de l'ordre de 260 millions d'euros, à la hausse en cas de diminution du taux et à la baisse en cas d'augmentation du taux.

NOTE 14 PROVISIONS

S'agissant des provisions liées au démantèlement et aux déchets opérationnels, les principales sensibilités concernent :

une augmentation globale d'environ 500 millions d'euros des provisions pour démantèlement et des charges à payer au titre des déchets opérationnels résulterait, toutes choses égales par ailleurs et notamment sans modification des taux d'actualisation, d'une augmentation de 70% des redevances pour l'évacuation des déchets de faible activité et de courte durée de vie décidée par l'ONDRAF ;
une hausse de 10% des autres coûts de mise à l'arrêt définitif et de démantèlement est susceptible d'entraîner une modification du solde des provisions pour démantèlement de l'ordre de 600 millions d'euros ;
sur base des paramètres actuellement appliqués pour l'estimation des coûts et du calendrier des décaissements, une variation du taux d'actualisation de 10 points de base est susceptible d'entraîner une modification du solde des provisions pour démantèlement de l'ordre de 60 millions d'euros, à la hausse en cas de diminution du taux et à la baisse en cas d'augmentation du taux.

Il convient de préciser que ces sensibilités résultent d'un calcul purement financier. Elles doivent s'analyser avec toutes les précautions d'usage compte tenu des nombreux autres paramètres, en partie interdépendants, intégrés dans l'évaluation.

14.2.2 Actifs financiers dédiés à la couverture des dépenses futures de démantèlement des installations et de gestion des matières fissiles irradiées

Les actifs financiers dédiés à la couverture des dépenses futures de démantèlement des installations nucléaires et de gestion des matières fissiles irradiées et leur cadre légal sont présentés dans la Note 20.2.4 des états financiers consolidés au 31 décembre 2021. Les prêts à des personnes morales externes au Groupe et les autres placements de trésorerie ont évolué sur le premier semestre 2022 comme suit :

En millions d'euros	30 juin 2022	31 déc. 2021
Prêt à des personnes morales externes au Groupe	7	8
Prêt à Sibelga	7	8
Autres prêts et créances au coût amorti	1 603	167
Instruments de dette - trésorerie soumise à restriction	1 603	167
Total des prêts et créances au cout amorti	1 610	174
Instruments de capitaux propres à la juste valeur par capitaux propres	894	1 509
Instruments de capitaux propres à la juste valeur par résultat	23	11
Instruments de capitaux propres à la juste valeur	916	1 520
Instruments de dette à la juste valeur par capitaux propres	2 203	2 254
Instruments de dette à la juste valeur par résultat	1 035	1 552
Instruments de dette à la juste valeur	3 238	3 806
Total Instruments de capitaux propres et de dette à la juste valeur	4 154	5 326
Instruments financiers dérivés	(6)	4
TOTAL (1)	5 758	5 505

(1) N'inclut pas les stocks d'uranium qui s'élèvent à 380 millions d'euros au 30 juin 2022 contre 414 millions d'euros au 31 décembre 2021.

14.3 Autres risques

Ce poste comprend principalement les provisions constituées au titre des litiges commerciaux et des réclamations et risques fiscaux (hors impôts sur les sociétés, en application d'IFRIC 23), ainsi que les provisions pour contrats déficitaires relatifs aux contrats de transport et de réservation de capacité de stockage.

NOTE 15 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES

Les transactions avec des parties liées décrites dans la Note 23 des états financiers consolidés au 31 décembre 2021 n'ont pas connu d'évolution significative à fin juin 2022.

NOTE 16 BESOIN EN FONDS DE ROULEMENT

16.1 Composition de la variation du besoin en fonds de roulement

En millions d'euros	Variation du BFR au 30 juin 2022	Variation du BFR au 30 juin 2021 (1)
Stocks	(1 710)	38
Créances commerciales et autres débiteurs	2 542	(523)
Fournisseurs et autres créanciers	(5 055)	(249)
Créances, dettes fiscales (hors IS) et sociales	397	14
Appels de marge et instruments financiers dérivés sur matières premières afférents aux activités de
trading (2)	4 284	686
Autres	183	30
TOTAL	640	(4)

(2) Dont au 30 juin 2022, +4,7 milliards d'euros d'effets favorables d'appels de marge nets : +3,6 milliards d'euros sur appels de marge et +1,0 milliard d'euros sur «Initial Margins» (net de 1,4 milliard d'euros de substitutions par lettres de crédit).

16.2 Stocks

En millions d'euros	30 juin 2022	31 déc. 2021
Stocks de gaz naturel, nets	4 994	3 079
Stocks d'uranium	380	408
Quotas de CO2, certificats verts et d'économie d'énergie, nets	1 593	1 526
Stocks de matières premières autres que le gaz et autres éléments stockés, nets	1 194	1 161
TOTAL	8 161	6 175

16.3 Autres actifs et autres passifs

	30 juin 2022				31 déc. 2021
	Actifs		Passifs		Actifs		Passifs
	Non		Non		Non		Non
En millions d'euros	courant	Courant	courant	Courant	courant	Courant	courant	Courant
Autres actifs et passifs	812	12 619	(3 073)	(17 490)	478	13 202	(2 341)	(16 752)
Créances/dettes fiscales	‐	9 677	‐	(11 016)	‐	10 628	‐	(11 316)
Créances/dettes sociales	634	26	‐	(1 982)	300	18	(2)	(2 033)
Dividendes à payer/à recevoir	‐	31	‐	(263)	‐	15	‐	(9)
Autres	178	2 885	(3 073)	(4 228)	178	2 542	(2 339)	(3 395)

NOTE 17 CONTENTIEUX ET ENQUÊTES

Le Groupe est engagé dans le cours normal de ses activités dans un certain nombre de litiges et procédures au titre de la concurrence avec des tiers ou avec des autorités judiciaires et/ou administratives (y compris fiscales).

Les contentieux et enquêtes sont détaillés dans la Note 26 des états financiers consolidés au 31 décembre 2021. Ceux qui ont connu une évolution au cours du premier semestre 2022 sont présentés ci-après.

17.1 Renouvelables

17.1.1 Mexique – Renouvelables

Ces derniers mois, le gouvernement et les autorités publiques mexicaines ont adopté des positions et des mesures législatives et réglementaires qui affectent directement les acteurs privés de l'énergie (en particulier, les producteurs d'énergie renouvelable) et vont à l'encontre de la lettre et de l'esprit des dernières réformes du secteur énergétique mises en place en 2013 et 2014. La constitutionalité et la légalité de certaines de ces mesures ont été attaquées dans le cadre de poursuites judiciaires lancées par des organismes non gouvernementaux et des investisseurs privés, notamment par les filiales d'ENGIE développant ou exploitant des projets renouvelables dans le pays. Ces procédures sont en cours. Un projet de révision de la Constitution remettant substantiellement en cause le cadre régulatoire applicable au secteur électrique a, par ailleurs, été déposé par le Président mexicain. Celui-ci sera discuté au sein des assemblées parlementaires dans les prochaines semaines. Le projet de révision du dossier a été mis en suspens au 1er semestre 2022.

17.1.2 SHEM – Décret BARYCENTRE

Le décret du 20 mars 2019 dénommé BARYCENTRE par lequel l'État français a fixé à l'année 2048 le terme des concessions hydrauliquement liées de Coindre-Marèges et de Saint Pierre-Marèges a été annulé par le Conseil d'État en date du 12 avril 2022.

Cette annulation est sans conséquence directe sur la concession de Saint Pierre-Marèges dont le terme initial, avant l'entrée en vigueur dudit décret, était fixé au 31 décembre 2062. En raison de l'effet rétroactif de l'arrêt d'annulation, cette concession retrouve le bénéfice de ce terme.

En revanche, cette annulation a des conséquences importantes pour la concession de Coindre-Marèges dont le terme initial avait expiré le 31 décembre 2012 et qui se trouvait dès lors dans une situation dite de «délais glissants». En vertu d'un décret adopté en 2018, les titulaires de concessions en «délais glissants» sont en effet soumis au paiement d'une redevance à l'État.

17.2 Energy Solutions

17.2.1 Espagne – Púnica

Dans le cadre de l'affaire Púnica (enquête portant sur une affaire d'attribution de marchés), un certain nombre de collaborateurs de Cofely España ainsi que la société elle-même avaient été mis en examen par le juge d'instruction en charge de l'affaire. L'instruction pénale est clôturée depuis le 19 juillet 2021 ; la juridiction compétente a ordonné le renvoi de Cofely España et huit (anciens) collaborateurs devant le tribunal correctionnel. Cofely España a fait appel de cette décision le 30 septembre 2021. Le 9 mars 2022, cet appel a été rejeté et la décision de renvoi confirmée.

17.2.2 Italie – Procédure concurrence

Le 9 mai 2019, une amende de 38 millions d'euros a été infligée conjointement et solidairement à ENGIE Servizi SpA et ENGIE Energy Services International S.A. (« ENGIE ESI ») par l'Autorité de la Concurrence italienne (l'«Autorité») pour

certaines prétendues pratiques anticoncurrentielles relatives à l'attribution du marché Consip FM4 2014. Un appel a été interjeté devant le Tribunal Administratif Régional de Lazio (TAR Lazio). Le 18 juillet 2019, le TAR Lazio a suspendu le paiement de l'amende. Le 27 juillet 2020, le TAR Lazio a annulé la décision de l'Autorité tant pour ENGIE Servizi SpA que pour ENGIE ESI. Le 17 novembre 2020, l'Autorité a fait appel devant le Conseil d'Etat italien de la décision du TAR Lazio. Le 9 mai 2022, le Conseil d'Etat a rejeté l'appel de l'Autorité et a confirmé l'annulation par le TAR Lazio de la décision de l'Autorité. Le 13 juin 2022, deux sociétés ont déposé, respectivement, un recours en révocation extraordinaire contre la décision du Conseil d'Etat devant le Conseil d'Etat lui-même, et un recours pour attaquer la décision de rejet du Conseil d'Etat devant la Cour Suprême. Ces recours ne sont pas suspensifs.

17.3 Fourniture d'énergie

17.3.1 Démarchage

EDF a assigné ENGIE devant le Tribunal de commerce de Nanterre le 20 juillet 2017 concernant de prétendus faits de concurrence déloyale dans le cadre des campagnes de démarchage principalement en porte à porte et réclamait 13,5 millions d'euros en réparation de son prétendu préjudice. Le Tribunal de commerce, dans son jugement du 14 décembre 2017 a condamné ENGIE à verser la somme de 150 000 euros à EDF en considérant qu'ENGIE avait commis des actes de concurrence déloyale tout en reconnaissant qu'il n'y avait aucun fait de dénigrement à l'encontre d'EDF et qu'ENGIE avait mis en place un dispositif de formation et de contrôle de ses partenaires.

ENGIE a fait appel du jugement et EDF a formé un appel incident et a réclamé 94,7 millions d'euros en réparation de son prétendu préjudice. L'arrêt de la Cour d'appel de Versailles a été rendu le 12 mars 2019 en condamnant ENGIE à verser 1 million d'euros à EDF. En outre, la Cour d'appel a ordonné à ENGIE, sous astreinte provisoire de 10 000 euros par infraction constatée sur une période d'un an, de cesser ou faire cesser tout acte de parasitisme et de dénigrement au préjudice d'EDF.

Le 6 juillet 2020, EDF a demandé au juge de l'exécution du Tribunal judiciaire de Nanterre de liquider l'astreinte prononcée par la Cour d'appel de Versailles en demandant le versement d'une somme par ENGIE de 106,89 millions d'euros et le prononcé d'une astreinte définitive de 50 000 euros par infraction constatée et pour une durée d'un an. Le juge de l'exécution a rendu sa décision le 11 décembre 2020 au terme de laquelle elle condamne ENGIE à verser la somme de 230 000 euros à EDF et prononce une nouvelle astreinte provisoire d'un montant de 15 000 euros par nouvelle infraction constatée, pendant un an à compter de la signification du jugement par EDF.

Le 22 décembre 2020, EDF a fait appel de ce jugement du juge de l'exécution devant la Cour d'appel de Versailles. Le 1er juillet 2021, la Cour d'appel de Versailles a rendu sa décision. Elle réduit la condamnation d'ENGIE à 190 000 euros et, considérant qu'ENGIE a démontré avoir pris des mesures susceptibles d'être efficientes et que les difficultés rencontrées tiennent pour l'essentiel au comportement des prestataires/partenaires et démarcheurs, elle annule la nouvelle astreinte provisoire et rejette la demande d'EDF de prononcer une astreinte définitive. EDF a introduit un pourvoi en cassation contre cette décision le 29 juillet 2021. Engie a déposé son mémoire en janvier 2022, et l'audience a été fixée au 30 août 2022.

17.3.2 Commissionnement

S'agissant des prestations de gestion de clientèle effectuées pour le compte du gestionnaire de réseau de distribution pour le secteur de l'électricité (en l'espèce ERDF devenue ENEDIS), à la suite d'un recours intenté par ENGIE, le Conseil d'État dans un arrêt du 13 juillet 2016, a rappelé le principe d'une rémunération du fournisseur par le gestionnaire de réseau de distribution. Dans cette même décision, le Conseil d'État n'a pas reconnu à la CRE le droit de mettre en place un seuil de clientèle au-delà duquel cette rémunération ne pouvait pas être accordée et qui empêchait ENGIE d'en bénéficier jusqu'à présent. ENGIE pour prendre en compte cette décision, a engagé une action à l'encontre d'ENEDIS visant à obtenir le paiement de ces prestations de gestion de clientèle. Le législateur a adopté une disposition validant rétroactivement les contrats conclus avec ENEDIS et faisant obstacle à toute demande en réparation des prestations de gestion de clientèle non rémunérées. Le Conseil Constitutionnel a déclaré cette disposition conforme à la Constitution par décision du 19 avril 2019. Le 11 avril 2022, le Tribunal de commerce de Paris, saisi de l'action au fond, a dit acquise la

péremption de l'instance et, en conséquence, a constaté l'extinction de l'instance. La procédure à l'encontre d'ENEDIS est donc éteinte.

17.4 Thermique

17.4.1 Brésil – Contestation d'un avis de rectification sur taxes PIS et Cofins

Le 14 décembre 2018, l'Administration fiscale brésilienne a adressé à ENGIE Brasil Energia S.A. (ENGIE Brasil Energia) des avis de rectification au titre des exercices 2014, 2015 et 2016 estimant que la société était redevable des taxes PIS et COFINS (taxes fédérales sur la valeur ajoutée) sur les remboursements de certains combustibles utilisés dans la production d'énergie par les centrales thermoélectriques. Le montant des redressements s'élève à un total de 528 millions de real brésiliens, dont 229 millions de real brésiliens de taxes auxquelles viennent s'ajouter amendes et intérêts.

ENGIE Brasil Energia conteste ces avis de rectification et a introduit des réclamations fiscales en 2019 que l'Administration fiscale a toutefois rejetées. En janvier 2020, une demande de clarification des décisions rejetant les réclamations précitées a été introduite par ENGIE Brasil Energia devant l'Administration fiscale. Cette dernière a annulé la session prévue en mai 2022 et n'a pas encore indiqué de nouvelle date. ENGIE Brasil Energia aura ensuite la possibilité d'introduire un dernier recours de type administratif. Si celui-ci n'aboutit pas, l'affaire devra alors être portée devant les cours et tribunaux ordinaires.

17.5 Autres

17.5.1 Précompte

Par une proposition de rectification en date du 22 décembre 2008, l'Administration fiscale française a contesté le traitement fiscal de la cession sans recours de la créance de précompte opérée en 2005 par SUEZ (désormais ENGIE) pour un montant de 995 millions d'euros (créance afférente aux montants de précompte payés au titre des exercices 1999 à 2003). Le Tribunal Administratif de Montreuil a rendu un jugement favorable à ENGIE en avril 2019 ce qui a conduit l'Administration fiscale à interjeter appel devant la Cour Administrative d'Appel de Versailles, qui a invalidé le jugement du Tribunal dans un arrêt du 22 décembre 2021. Tout en reconnaissant la nature fiscale de la créance cédée, la Cour ne valide pas l'exonération du prix de cession faute de texte ou de principe en ce sens, et, faute pour la cession d'avoir été autorisée par l'État.

Concernant le contentieux précompte proprement dit, le 1er février 2016, le Conseil d'État a refusé l'admission du pourvoi en cassation pour les demandes de remboursement de précompte afférent aux exercices 1999, 2000 et 2001, et, le 23 juin 2020, la Cour Administrative d'Appel de Versailles a donné raison à ENGIE eu égard aux demandes de remboursement relatives aux exercices 2002 et 2003 mais a rejeté celle afférente à l'exercice 2004. Compte tenu de la cession des créances de précompte 2002 et 2003, les sommes ont été restituées à l'établissement bancaire cessionnaire. L'affaire a été renvoyée devant le Conseil d'État par les deux parties. En parallèle, suite à la décision de la Cour de Justice de l'Union européenne du 12 mai 2022, interprétant le prélèvement du précompte lors de la redistribution, par une société mère, de dividendes reçus de filiales établies dans l'Union européenne, comme incompatible avec la Directive 90/435/CE de 1990, le Conseil d'État a été saisi, en juin 2022, pour une seconde fois, d'une demande de question prioritaire de constitutionalité, afin que le Conseil Constitutionnel statue sur l'inconstitutionnalité de la législation précompte.

Par ailleurs, à la suite d'une plainte d'ENGIE et de plusieurs groupes français, le 28 avril 2016, la Commission européenne a envoyé un avis motivé à la France dans le cadre d'une procédure d'infraction considérant que le Conseil d'État ne respectait pas le droit de l'Union européenne dans les décisions rendues au titre des litiges précompte, tels que ceux d'ENGIE. La France ne s'étant pas mise en conformité, la Commission a saisi, le 10 juillet 2017, la Cour de Justice de l'Union européenne pour manquement de la France. Le 4 octobre 2018, la Cour de Justice de l'Union européenne a donné partiellement raison à la Commission européenne. La France doit désormais revoir sa méthodologie pour déterminer le quantum des remboursements de précompte dans les affaires définitivement jugées et celles encore en cours devant les juridictions. Aucune action n'a été entreprise, à date, en raison du contentieux parallèle sur le fondement de la Directive 90/435/CE.

17.5.2 Réclamation fiscale aux Pays-Bas en matière de déductibilité d'intérêts

L'Administration fiscale néerlandaise refuse, sur base d'une interprétation contestable d'une modification légale intervenue en 2007, la déductibilité d'une partie des intérêts (1,1 milliard d'euros) pris en charge sur le financement d'acquisitions de participations aux Pays-Bas réalisées depuis 2000. À la suite du rejet par l'Administration fiscale néerlandaise du recours administratif introduit contre l'enrôlement pour 2007, un recours motivé a été introduit en juin 2016 auprès du Tribunal de première instance d'Arnhem. Le 4 octobre 2018, ce dernier a donné raison à l'Administration fiscale. Le 26 octobre 2020, le jugement a été confirmé par la Cour d'appel d'Arnhem. ENGIE Energie Nederland Holding BV («ENGIE») estime que la Cour a commis des erreurs de droit et a mal motivé sa décision tant sur le terrain du droit néerlandais que du droit européen et, partant, s'est pourvue en cassation. La Cour de cassation a décidé de saisir la Cour de Justice de l'Union européenne de questions préjudicielles, en juillet 2022, afin que cette dernière juge de la compatibilité de la législation néerlandaise en matière d'intérêts avec trois des libertés fondamentales européennes.

17.5.3 Italie – Litige fiscal accises gaz et TVA ENGIE Italia (ex-GDF SUEZ Energie)

En 2017, l'Administration fiscale italienne a contesté l'exonération d'accises au titre de livraisons de gaz réalisées par ENGIE Italia SpA (ENGIE Italia) auprès de clients industriels italiens au motif qu'elle ne disposait pas d'attestation de ces clients. Elle envisage de la redresser pour une somme totale de 126 millions d'euros (accises, TVA, pénalité et intérêts). ENGIE Italia conteste la légalité de cette formalité tant sur le terrain du droit italien que du droit européen et considère que la sanction est en toute hypothèse disproportionnée par rapport à une obligation formelle.

ENGIE Italia a introduit en 2018 une demande d'annulation de la notification de l'imposition près le Tribunal de première instance de Perugia.

En octobre 2018, le Tribunal de première instance a rejeté la demande d'annulation se contentant d'appliquer un ancien décret ministériel et sans prendre en compte les arguments de droit d'ENGIE Italia.

ENGIE Italia a interjeté appel du jugement en novembre 2018 et la Cour d'appel lui a donné raison en novembre 2019 au motif que les justificatifs exigés par l'Administration fiscale n'étaient pas légaux et que cette dernière devait prendre en compte la situation factuelle du contribuable pour déterminer l'assujettissement aux accises. En 2020, l'Administration fiscale a renvoyé l'affaire devant la Cour de cassation. En août 2021, un accord avec l'Administration fiscale italienne a été formalisé conduisant au paiement d'un montant de 3,2 millions d'euros relatif aux accises. En mai 2022, un accord final a été trouvé concernant le volet TVA du litige conduisant à un paiement de moins de 1 million d'euros.

NOTE 18 ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE

Aucun événement significatif n'est intervenu postérieurement à la clôture des comptes au 30 juin 2022.

04 DÉCLARATION DU RESPONSABLE DU RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL

Personne responsable du Rapport Financier Semestriel

Catherine MacGregor, Directrice Générale.

Attestation du responsable du Rapport Financier Semestriel

«J'atteste que, à ma connaissance, les comptes condensés du premier semestre de l'exercice 2022 sont établis conformément aux normes comptables applicables et donnent une image fidèle du patrimoine, de la situation financière et du résultat de la Société et de l'ensemble des entreprises comprises dans la consolidation, et que le rapport semestriel d'activité présente un tableau fidèle des événements importants survenus pendant les six premiers mois de l'exercice, de leur incidence sur les comptes semestriels, des principales transactions entre parties liées, et qu'il décrit les principaux risques et les principales incertitudes auxquels le Groupe est exposé pour les six mois restants de l'exercice.»

Courbevoie, le 28 juillet 2022

La Directrice Générale

Catherine MacGregor

05 RAPPORT DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR L'INFORMATION FINANCIÈRE SEMESTRIELLE

Aux Actionnaires,

En exécution de la mission qui nous a été confiée par votre assemblée générale et en application de l'article L. 451-1-2 III du Code monétaire et financier, nous avons procédé à :

l'examen limité des comptes consolidés semestriels condensés de la société ENGIE, relatifs à la période du 1er janvier 2022 au 30 juin 2022, tels qu'ils sont joints au présent rapport ;
la vérification des informations données dans le rapport semestriel d'activité.

Ces comptes consolidés semestriels condensés ont été établis sous la responsabilité du conseil d'administration. Il nous appartient, sur la base de notre examen limité, d'exprimer notre conclusion sur ces comptes.

1. Conclusion sur les comptes

Nous avons effectué notre examen limité selon les normes d'exercice professionnel applicables en France.

Un examen limité consiste essentiellement à s'entretenir avec les membres de la direction en charge des aspects comptables et financiers et à mettre en œuvre des procédures analytiques. Ces travaux sont moins étendus que ceux requis pour un audit effectué selon les normes d'exercice professionnel applicables en France. En conséquence, l'assurance que les comptes, pris dans leur ensemble, ne comportent pas d'anomalies significatives obtenue dans le cadre d'un examen limité est une assurance modérée, moins élevée que celle obtenue dans le cadre d'un audit.

Sur la base de notre examen limité, nous n'avons pas relevé d'anomalies significatives de nature à remettre en cause la conformité des comptes consolidés semestriels condensés avec la norme IAS 34, norme du référentiel IFRS tel qu'adopté dans l'Union européenne relative à l'information financière intermédiaire.

Sans remettre en cause la conclusion exprimée ci-dessus, nous attirons votre attention sur la note 1.2 « Utilisation d'estimations et du jugement » aux comptes consolidés semestriels condensés qui expose les principales estimations réalisées par la direction du Groupe notamment au regard de l'évolution de l'environnement économique et financier, compte tenu en particulier de la forte volatilité des marchés des matières premières et de la guerre en Ukraine.

2. Vérification spécifique

Nous avons également procédé à la vérification des informations données dans le rapport semestriel d'activité commentant les comptes consolidés semestriels condensés sur lesquels a porté notre examen limité.

Nous n'avons pas d'observation à formuler sur leur sincérité et leur concordance avec les comptes consolidés semestriels condensés.

Paris-la Défense, le 29 juillet 2022

Les Commissaires aux Comptes

DELOITTE & ASSOCIES ERNST & YOUNG et Autres

Patrick E. Suissa Nadia Laadouli Charles-Emmanuel Chosson Guillaume Rouger

Société anonyme au capital de 2 435 285 011 euros Siège social : 1 place Samuel de Champlain 92400 Courbevoie - France Tél : +33 (1) 44 20 00 00 SIREN : 542 107 651 RCS Nanterre TVA FR 13 542 107 651

AI Terminal

ENGIE

1286_ir_2022-10-12_1a8d11f0-a7ff-47c2-b01d-d3f4830f9c69.pdf

RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL 2022

ENGIE - RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL 2022

01 RAPPORT D'ACTIVITÉ

Résultats financiers ENGIE au 30 juin 2022

Solide performance dans des conditions de marchés sans précédent

Faits marquants

Performance financière

Chiffres-au 30 juin 2022

1.1 Guidance 2022

1.2 ENGIE contribue activement à la sécurité d'approvisionnement en énergie et à son accessibilité financière

1.3 Réduction significative de l'exposition financière et physique au gaz russe

Exposition financière limitée même en cas d'arrêt des livraisons de gaz russe

Exposition physique réduite significativement

1.4 Avancés réalisées sur le plan stratégique

Accélération dans les Renouvelables et les infrastructures énergétiques décentralisées

RAPPORT D'ACTIVITÉ

1 RÉSULTATS SEMESTRIELS ENGIE 2022

Plan de cessions – simplification et recentrage

Allocation de capital rigoureuse

Plan de performance

1.5 Point sur les actifs nucléaires en Belgique

1.6 Progrès réalisés sur les objectifs clés ESG

1.7 Revue des données S1

1.7.1. Chiffre d'affaires

Chiffre d'affaires contributif, après élimination des opérations intragroupe

1.7.2. EBITDA

Matrice par activité/géographie

1.7.3. EBIT

Matrice par activité/géographie

Contribution des activités à l'EBIT sur S1 2022

1.7.3.1. Renouvelables : contribution des actifs nouvellement mis en service et effets prix positifs

1.7.3.2. Infrastructures : températures douces en Europe, bonne performance hors de France

1.7.3.3. Energy Solutions : impact des températures chaudes mais prix de l'énergie en hausse et bonne performance commerciale – poursuite des actions d'amélioration de la performance d'EVBox

1.7.3.4. Thermique : augmentation des spreads et des services ancillaires grâce aux actifs flexibles en Europe, des effets négatifs en Italie, au Chili et en Australie

1.7.3.5. Fourniture d'énergie : des positions longues en gaz revendues à des prix élevés au premier trimestre et des effets positifs de timing en France

1.7.3.6. Nucléaire : Performance exceptionnelle grâce à des prix captés plus élevés, entraînant l'augmentation de la taxe nucléaire belge spécifique liée au mécanisme de partage des bénéfices

1.7.3.7. Activités «Autres» : contribution sans précédent de GEMS dans un contexte de conditions de marché extrêmes

1.7.4. Analyse de la croissance organique en base comparable

RAPPORT D'ACTIVITÉ

1 RÉSULTATS SEMESTRIELS ENGIE 2022

2 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT

2 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT

RAPPORT D'ACTIVITÉ

2 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT

3 ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT FINANCIER NET

RAPPORT D'ACTIVITÉ

3 ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT FINANCIER NET

3 ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT FINANCIER NET

3.1 Cash-flow des opérations (CFFO)

3 ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT FINANCIER NET

3.2 Investissements nets

Investissements corporels, incorporels et financiers (CAPEX) par activité

RAPPORT D'ACTIVITÉ

3 ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT FINANCIER NET

3.3 Dividendes et mouvements sur capitaux

3.4 Endettement financier net au 30 juin 2022

3.5 Rating

4 AUTRES POSTES DE L'ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE

4 AUTRES POSTES DE L'ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE

5 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES

6 PERSPECTIVES

6 PERSPECTIVES

6.1 Guidance

6.1.1. Objectifs

6.1.2. Guidance 2022

6.1.3. Hypothèses sous-jacentes

6 PERSPECTIVES

6.2 Principaux risques et incertitudes pour les six mois restants

ENGIE - RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL 2022

COMPTE DE RÉSULTAT

ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL

ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE

ACTIF

ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE

PASSIF

ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES

ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES